REKK Jelentés az Energiapiacokról · REKK Jelentés az Energiapiacokról ... 34

REGIONÁLISENERGIAGAZDASÁGIKUTATÓKÖZPONT

J E L E N T É S A Z

E N E RGI A -PIACOKRÓL

2015. ÉVI III. SZÁM

� Energiagazdálkodási szak-közgazdász akkreditált má-soddiplomás képzés

� ERRA nyári egyetem

� Szabályozói kurzusok

� Árszabályozási kurzusok

� Vi l lamosenergia-piaci trénin-gek

� Piacmonitoring

� Gázpiaci kurzusok

� Alkalmi, vál la lati képzésekegyedi igények alapján

Fő kutatási területünk a kelet-közép- és a délkelet-európai ré-gió:

� Regionál is vi l lamosenergia-és gázármodel lezés

� CO2-kvótakiosztás és -keres-kedelem

� M egújuló erőforrások támo-gatása és piacai

� El látásbiztonság

� Piaci belépési és kereske-delmi korlátok

� Szolgáltatóváltás

� Ár-előrejelzés és országta-nulmányok a beruházásidöntések előkészítéséhez

� N agyfogyasztói tanácsadásaz energiastratégia kialakítá-sához a l iberal izált piacon

� Árszabályozási tanácsadás aszabályozó hatóságok és azenergiaszolgáltató cégek ré-szére

� Konzultáció és tanácsadásrend szerirányítók részére, azúj piaci kihívások kezelésére

� Stratégiai dokumentumokháttértanulmányainak elké-szítése

A Regionál is Energiagazd asági Ku tatóközpont (REKK) cél ja az ü zleti és környezeti szempontból is fenntarthatóenergiapiacok kialakításához való szakértői hozzájárulás. Széles körű kutatási , tanácsadási és oktatási tevékeny-séget végzünk a vi l lamosenergia-, gáz- és szén-dioxid-piacok területén, i l letve a vízgazdaság kérdéseiben 2004.óta. Elemzéseink a szabályozói intézkedések hatásainak vizsgálatától az egyedi vál lalati beruházási döntés-elő-készítésig terjednek.

A piacnyitás következtében ma már az energiapiacok nem elemezhetők a regionál is környezet figyelembevételenélkül . A kelet-közép- és délkelet-európai régió piaci helyzetét és fej leményeit folyamatosan figyel jük. A régiósés az európai áramárak előrejelzésére egész Európára kiterjedő regionál is vi l lamosenergia-piaci model lt építet-tünk. 201 2-ben model lezési termékpalettánkat tovább bővítettük, elsőként a Duna Régió gázpiaci model l jét,majd egy egész Európára kiterjedő gázpiaci model lt fej lesztettünk.

A REKK munkatársai iparági szabályozói tapasztalatukkal , valamint egyetemi tudományos hátterükkel az ener-giaszektort érintő kérdésekre tudományos és a piacok sajátosságait figyelembe vevő megoldásokkal szolgálnak.

Tartalom

REKK Jelentés az Energiapiacokról 2015/3

Kedves Olvasó!

Aktuál is számunkbanaz energiapiacok má-sodik negyedévi fej le-ményeit áttekintő írá-sunkon felül továbbihárom cikkel jelentke-zünk.

Első írásunkban aztvizsgál juk, milyen le-hetőségeket és koc-kázatokat hordoz ma-gában a hazai föld gáz-piacot a mai napig

domináló Gazprom-szerződés kifutását követőenmegkötendő hosszú távú megál lapodás. A szerződé-ses mennyiség, i l letve a hazai piacra történő belé-pést biztosító határkeresztező kapacitások megvá-lasztása egyaránt komoly hatással lehet a hazai fo-gyasztói árakra és az M VM jövedelmi pozíciójára.Cikkü nkben rövid en felvázol ju k az eu rópai színteretés bemutatjuk, hogy különböző szerződéses mennyi-ségek és belépési pontok kombinációja a piacon mi-lyen árszintet, az importőrnél pedig mekkora veszte-ségeket eredményezhet.

M ásodik cikkünk a közép- és délkelet-európai régió(CESEC) fizikai elszigeteltségét enyhíteni hivatottföldgáz-infrastruktúra fej lesztési tervek társadalmijólétnövelő hatását mutatja be. A régió országai201 5 nyarán ál lapodtak meg a hiányzó, az el látásbiz-tonság javulását és a versenyképes régiós energiapi-

ac kialakulását segítő gázösszeköttetések megépí-tésének felgyorsításáról . A REKK külön tanulmány-ban számszerűsítette a lehetséges infrastruktúra-fej lesztési opciók föld gázár-csökkentő hatását és azebből fakadó társadalmi jólétnövekedés mértékét,lehetővé téve a legnagyobb ered m énnyel kecsegte-tő projektek kiválasztását. Cikkünkben összefoglal jukezen vizsgálatok eredményeit és a tanulmány főbbmegál lapításait.

H armadik cikkünkben az Európai Bizottság által 201 5júl iusában közzétett, az energiapiacok szabályozásá -nak módosítását célzó javaslatcsomagot mutatjukbe. A „nyári energiacsomag” kiterjed az emisszió ke-reskedelmi rendszer működését és az energiacímkékalkalmazását szabályozó jogszabályok módosítására,a fogyasztók véd elmét és piaci részvételét segítő ja-vaslatokra, és a vi l lamosenergia-piac mű köd ési mo-del l jének átalakítására. Írásunkban bemutatjuk ajavaslatcsomag lényegesebb elemeit és röviden ér-tékel jük azok várható hatásait.

Elsőként a Bizottság által felvázolt új árampiaci mo-del l elemeit foglal juk össze, majd bemutatjuk a fo-gyasztók energiapiaci szerepvál la lását segítő, amegújuló energia saját célú termelésére vonatkozó

bizottsági ajánl ásokat. Ezt követően a kl ím avéd el m iszabályozásba nyújtunk betekintést: a párizsi kl íma-konferencia előtti időszakban megjelenő önkénteskibocsátás-csökkentési vál la lások számbavétele utánmegvizsgál juk, hogy az Európai U nió által tett 40%-osemissziókorlátozási célkitűzést a Bizottság milyenjogszabály-módosításokkal kívánja elérni .

dr. Kaderják Péter, igazgató

Nemzetközi ártrendekHazai árampiaci helyzetképHazai gázpiaci helyzetkép

Megfontolások a következő magyar-oroszgázszerződéshezGázinfrastruktúra – régiós prioritáspro-jektek Közép- és Délkelet-Európában

Negyedik energiacsomag? Az uniós ener-giapiaci szabályozás módosítására tettnyári javaslatok

Kerekes Lajos

Beöthy Ákos, Takácsné Tóth Borbála, SeleiAdrienn, N olan Theisen, Kerekes Lajos, KácsorEnikő, Szabó László

M észégetőné Keszthelyi Andrea

REKK Energiapiaci Tanácsadó Kft.

Vári-Kiss EdinaTel . : (+36 1 ) 482 7073

E-mail : [email protected]

468

11

14

18

4

Energiapiaci folyamatok


Az első negyedévben látott stabi l izálódás után ápri-l is és június között erősödött a Brent-típusú nyers-olaj piaca: a tőzsdei jegyzések közel 62 dol lároshordónkénti átlagára több mint 1 4 százalékkal ha-ladta meg a január-márciusi szintet, és több mintharmadával a január végi (46 dol láros) mélypontot(1 . ábra). Az erősödés májusban volt a legmarkán-sabb, majd az akkori , 64 dol láros havi átlagár a ne-gyedév utolsó hónapjában 61 ,5 dol lárra mérséklő-dött. A szén piacán eközben tovább folytatódott azárak két és fél éve tartó folyamatos csökkenése. AzARA-jegyzésű energiahordozó tonnánkénti átlagára58 dol lár alá sül lyedt, ami több mint 40 százalékkalmarad el a 201 3. első negyedévi szinttől .

Az amerikai H enry H ubon enyhén tovább csökken-tek a gázárak, eu róban és d ol lárban számolva egya-ránt (2. ábra). Az Európában irányadó TTF tőzsdeispot gázár második negyedévi átlaga al ig 1 ,5 száza-

l ékkal u gyan, d e szintén el m arad t a janu ár-m árciu siszinttől . Az orosz eredetű földgáz átlagára – köszön-

hetően az olajáresés megjelenésének az olaj indexáltszerződésekben – a német határon ennél jóval na-gyobb mértékben, mintegy 20 százalékkal csökkent

a második negyedévben. A havi átlagárakat tekintvea N émetországba szál l ított orosz gáz az elmúlt há-rom évben (201 2 és 201 5 júniusa között) 35 száza-lékkal lett olcsóbb. Szintén jelentős mértékben,negyedéves alapon 1 0 százalékkal csökkent a J apán-ba szál l ított spot LN G euróban számított átlagára; azárak 201 4 márciusa és 201 5 júniusa között gyakorla -ti lag megfeleződtek (a dol lárban számított esés en-nél is drasztikusabb, közel 60 százalékos). A csökke-nő trend részben az olajárak mérséklődésével ma-gyarázható: a japán LN G-szál l ítások jelentős hányadaaz olajárhoz indexált, és ezeknek a forrásoknak azolcsóbbá válása a spot piaci árakat is nyomás aláhelyezte. Az elmúlt két év enyhe telének köszönhe-tően ráadásul a kereslet is visszaesett a fukusimaibalesetet követő atomerőmű-bezárások miatti felfu -tás után. A nukleáris létesítmények tervezett újra-nyitásával J apán LN G-kereslete hosszabb távon istovább csökkenhet: a Tokyo Gas becslése szerint2020-ra évi 20 mil l ió tonnával .

A német vi l lamosenergia-árak érdemben nem vál-toztak a második negyedév során: az EEX áramtőzs-de jövő évi határidős zsinórára stabilan 32 €/M Wh, acsúcsidőszaki termék ára pedig 40 €/M Wh körül ala-kult (3. ábra). A szennyezési jogok uniós piacán

ugyanakkor némileg emelkedtek azárak: a szén-dioxid határidős kvótaáraaz időszak végén tonnánként 7,5 eurókörül ingadozott, szemben a megelőzőnegyedévben jel lemző, 7 eurós szinttel .Az árak lassú emelkedése a kvóták pia-cán stabi lnak tekinthető, hiszen két évea szennyezési jogokkal még 4 euró alattkereskedtek. Ebben szerepe lehet azEurópai Bizottság 201 1 -es döntésének,amelynek alapján tavaly 400, idén 300,jövőre pedig 200 mil l ió egységgel csök-ken az aukción értékesített kibocsátásijogok száma. A mostani árak azonbanmég mindig a kibocsátási jogok szá-mottevő túlkínálatát tükrözik, és a bi-zottsági beavatkozás rövid távon már

2 015 második negyedévében emelkedtek a világpiaci olajárak, a 2014. végi csökkenés hatása viszontmegjelent az európai gázárakban. Az orosz eredetű, döntően olajárindexált földgáz átlagára a német

határon így mintegy 20 százalékkal mérséklődött, a hazai olajindexált importár pedig az eddig jellemző 100Ft/m3 feletti szintről 80 Ft/m3 alá süllyedt. Ennek ellenére is tovább romlott a gáztüzelésű erőművek jöve-delmezőségét jelző clean spark spread mutató: májusban 1 MWh villamos energia megtermelése több mint17 eurós veszteséggel járt a földgázalapú erőművek számára, ami 2 év óta a legrosszabb érték. A hazainettó áramtermelés a második negyedévben 20 százalékkal elmaradt a megelőző három hónap teljesítmé-nyétől, és a 10 százalékkal csökkenő fogyasztás mindössze 58 százalékát fedezte. A gázkitermelés április-júniusban több mint 10 százalékkal csökkent, és a fogyasztás harmadát tette ki. Mivel ezzel párhuzamosanaz import is jelentősen visszaesett, a forrásszerkezet a nettó betárolás és az export csökkenése felé moz-dult el.

1. ábra Az EEX-en kereskedett, következő évre szóló határidős ARA szén és a Brentnyersolaj árának alakulása 201 4. áprilistól 201 5. júniusig

0

20

40

60

80

100

120

140

Szé

n é

s o

laj á

r ($

)

Brent olaj, hordó

ARA szén, tonna

Forrás: EEX, IEA

5



csak azért sem gyakorolhat erősebb ha-tást a piacra, mert a 2020-ig összességé-ben rendelkezésre ál ló kvótaszám nemcsökken: a mostani szűkítés által érintettkvóták az időszak végén elérhetővé vál-nak.

A gáz- és széntüzelésű erőművi termeléspiaci megtérülését két jövedelmezőségimutatóval vizsgálhatjuk: a gázerőművekesetében a clean spark spread-del , aszénerőművek esetében pedig a cleandark spread-del . M indkét mutató a tőzs-dei vi l lamosenergia-árak és az erőművitermelési költségek különbözetét mu-tatja meg, ahol a termelés költsége azegy M Wh vil lamosenergia előál l ításáhozszükséges tüzelőanyag (földgáz, i l letveszén) árából , továbbá a CO2-kibocsátástfedező szennyezési jogok költségeibőladódik össze. A 4. ábra mutatja a fentijövedelmezőségi mutatók nyugat-euró-pai (elsősorban német) erőművekre szá-mított havi átlagait, melyeket a németEEX tőzsde spot zsinór áramára, vala-mint a hol landiai TTF hub spot gázára ésaz ARA szénár alapján kalkuláltunk.

Az elmúlt három évben a gáztüzelésűerőművek jövedelmezőségét jelző cleanspark spread egyetlen hónapban semhaladta meg a 0 €/M Wh-t, és a mutatóaz idei második negyedév során továbbromlott: májusban 1 M Wh vil lamosenergia megtermelése több mint 1 7 eu-rós veszteséggel járt a földgázalapú erő-művek számára, ami 2 év óta a leg-rosszabb érték. A gázos erőművek ver-senyképességének romlása tavaly jú l iusóta gyakorlati lag folyamatos, azótaugyanis (idén májusig) a TTF-gázár 26százalékkal emelkedett, míg az ARA szé-né 1 1 százalékkal mérséklődött. A gázoserőművek rovására ezzel párhuzamosanegyre nagyobb szerephez jut a megújulóalapú áramtermelés: N émetországbanápri l isban – 25 GW fölötti rendszerter-heléssel – új rekordot döntött a nape-nergiából származó kibocsátás. Az or-szág energiahivatalának jelentése szerinta német konvencionál is áramtermelőkapacitás az elmúlt egy évben 1 ,5 GW-talszűkült, miközben a megújuló kapacitá-sok 6,4 GW-tal bővültek.

J úniusban a gázalapú termelés veszte-sége ugyan 1 2 euróra mérséklődött, ámaz még mind ig jóval meghalad ta a meg-

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

€/M

Wh

Forrás: Japán Statisztikai Hivatal, EIA, Gaspool, IMF

ENDEX TTF spot

Henry Hub spot

Német határ ár

Japán spot LNG

2. ábra Irányadó nemzetközi gázárak alakulása 201 4. áprilisától 201 5. júniusig

0

3

6

9

12

15

18

0

10

20

30

40

50

60

EUA

ár

(€/t

)

EEX

ár

(€/M

Wh

)

EEX zsinór

EEX csúcs

EUA

Forrás: EEX, ICE

3. ábra Az EEX áram éves határidős árának, il letve a decemberi szállítású határidős CO2-kvóta árának (EUA) alakulása 201 4. áprilistól 201 5. júniusig

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

Spre

ad (

€/M

Wh

)

Forrás: REKK számítás EEX, ICE és Gaspool adatok alapján

Clean spark spread

Clean dark spread

4. ábra A clean spark spread (gáztüzelésű erőművek) és clean dark spread (széntüzelésűerőművek) alakulása a német piacon 201 4. április–201 5. június között

Megjegyzés: Számításainkban a gáztüzelésű erőművek esetében 50%-os, a széntüzelésű erőművek

esetében 38%-os hatásfokot feltételeztünk.

6



előző negyedév átlagos (8,4 eurós) szint-jét. A clean dark spread a clean sparkspreadhez hasonlóan, ám továbbra ispozitív tartományban mozgott: a máju sivisszaesést jú niu sban emelked és követ-te, így a szénalapú áramtermelők 1M Wh-ra jutó nyeresége a negyedév vé-gén megközelítette a 8 eurót, és a kétmutató különbsége változatlanul meg-haladta a 20 eurót.

A tavalyi utolsó és az idei első negyedév-vel szemben az ápri l is-júniusi időszak-ban nem Ausztria, hanem Szlovákia felőlvolt a legd rágább a vi l lamos energia be-hozatala (5. ábra). Északi szomszédunk-ból 1 M Wh elektromos áram importjá-hoz ápri l isban közel 7, m áju sban 5 eu róhatárkeresztező kapacitásd íjat kel l ett fi-zetni . Ápri l isban Romániából szinténmeglehetősen sokba, közel 6 euróba ke-rült 1 M Wh behozatala, miután az elsőnegyedévi aukciókon csak 2-3 eurós árakalakultak ki. A szerb importkapacitás árajúniusban fél euróra ugrott, de H orvát-országból és U krajnából továbbra is páreurócentért lehetett behozni vi l lamosenergiát.

A hazai nettó áramtermelés a másodiknegyed évben 20 százal ékkal el m arad t amegelőző három hónap tel jesítményé-től , és a 1 0 százalékkal csökkenő fo-gyasztás mindössze 58 százalékát fedez-te (6. ábra). A 42 százalékos import-hányad jelentős növekedést jelent ajanuár-márciusi , 29 százalékos arányhozképest, nagyjából megfelel viszont az egyévvel ezelőtti értéknek.

MW

MW

máj.

jún.

ápr.

MW €/MWh

MWMW MW

MW MW

MW

MW

€/MWh €/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWhmáj.

jún.

ápr.

0

0

100

0,00

0,00

3,75

100

200

200

0,06

0,07

0,06

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

500

500

500

400

400

400

400

400

300

300

300

300

451

451

401

414

364

414

398

399

400

499

500

500

0,27

0,16

0,11

0,07

0,06

0,08

6,75

4,70

3,02

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

5,67

3,50

2,99

0,06

0,08

0,09

0,12

0,22

0,51

5. ábra Havi határkeresztező kapacitásaukciók eredményei Magyarországon, 201 5. I I . negyedév

30

32

34

36

38

40

42

44

46

Jövő

Hévi

Hzsi

nó

rHá

rfo

lya

mH(

€/M

Wh

)

Forrás: EEX, HUPX, OTE

DE

SK

CZ

HU

6. ábra A hazai erőművek havi nettó villamosenergia-termelése, valamint a havi nettóvillamosenergia-import 201 4. április és 201 5. június között

7. ábra Az éves szállítású zsinórtermék jegyzési ára a régió egyes országaiban, 201 4. ápri-l is és 201 5. június között

45%41% 43%

32%

34%31% 36%

31% 27%28%

30%31%

45% 41% 40%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

GWh

nettó tény erőművi termelés nettó importForrás: MAVIR

7



A régiós tőzsdéken folytatódott a jövőévi határidős zsinór áramárak csökkené-se. A H U PX-en a termék negyedéves át-lagára több mint egy euróval , 40,7euróra mérséklődött (7. ábra). A magyarpiac fel ára ném il eg csökkent a ném ettelszemben, de a különbség még mindigmegközelíti a 9 eurót. A térségben to-vábbra is legalacsonyabbnak számítócseh árak – negyedéves átlagban – 9,3euróval maradtak el a magyar áram-tőzsdén jegyzettektől , a szlovák zsinór-termék pedig közel 8 euróval voltolcsóbb. A másnapi piacokon látványo-sabban közeledtek egymáshoz a magyarés a német árak: míg az első negyedév-ben a H UPX átlagosan 7,7 euróval , addigápri l is-június között csak 4,2 euróval voltdrágább az EEX-nél . A magyar piacon acseh m ásnapi piachoz képest az átl agosnegyedéves felár 4 euró alá sül lyedt; aromán OPCOM -hoz képest a H U PX más-napi árainak eltérése lényegi leg nemváltozott a negyedév során (8. ábra).

A market coupl ing működését szemlél-teti a 9. ábra, amely szerint a magyar ésa szlovák áramtőzsde júniusban figye-lemre méltó mértékben mozgott együtt:az órák számának 60 százalékában nemvolt eltérés az árak között, 1 0 eurótmeghaladó különbözet pedig csak azórák 1 0 százalékában fordult elő. A ne-gyedév során a magyar tőzsde a román-nal és a csehvel is ugyanebben a hónap-ban mozgott a leginkább együtt. A ro-mán piachoz képest egy eurónál na-gyobb árkülönbözet csak az órák 1 4 szá-zalékában volt megfigyelhető, míg csehviszonylatban ennél jóval nagyobb, 38százalékos arányban. A korábbi hóna-pokhoz képest júniusban viszonylaggyakran, az órák 8 százalékában a ma-gyar árak alacsonyabbak voltak a romá-noknál .

A nagykereskedelmi árat befolyásol ja amenetrendtől való eltérés költsége és akiegyenlítőenergia-ár is. A fel- és lesza-bályozás elszámolt egységárát a rend-szerirányító a kiegyenlítéshez igénybevett kapacitások energiadíjai alapján ha-tározza meg. Az igénybevétel sorrendje amásnapi szabályozási piacon felajánlottenergiadíjak figyelembevételével alakulki . A kiegyenlítő energia elszámolásánakrendszerét a M AVI R úgy alakította ki ,hogy arra ösztönözze a piaci szereplőket,

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Árk

ülö

nb

öze

t (€

/MW

h)

Ár

(€/M

Wh

)

Forrás: EEX, OPCOM, OTE, HUPX

HUPX-EEXHUPX-

OPCOM

HUPX

HUPX-OTE

8. ábra Az EEX, az OPCOM, az OTE és a HUPX tőzsde másnapi zsinórtermék árainakösszehasonlítása, 201 5. április–június között

9. ábra A magyar és szlovák áramtőzsde különböző mértékű árkülönbözeteinekgyakorisága 201 5. április–június között

45a

8a

18a

13a16a

0a 0a

35a

14a

24a

11a

16a

0a 0a

54a

8a16a

10a12a

0a 0a0a

10a

20a

30a

40a

50a

60a

0z€

0-1

€

1-5

€

5-1

0€

10

-50

€

50

-10

0€

>10

0€

0z€

0-1

€

1-5

€

5-1

0€

10

-50

€

50

-10

0€

>10

0€

0z€

0-1

€

1-5

€

5-1

0€

10

-50

€

50

-10

0€

>10

0€

2015.záprilis 2015.zmájus 2015.zjúnius

Forrás:zREKKzszámítászOTEzadatok alapján

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Ár

(Ft/

kWh

)

Forrás: MAVIR, HUPX

Pozitív kiegyenlítő

Negatív kiegyenlítő

10. ábra A kiegyenlítőenergia-árak és a spot HUPX ár napi átlagainak alakulása 201 5 II .negyedévében

Megjegyzés: Az ábrán a szürke sáv felső szélét a HUPX másnapi ára, az alsó szélét pedig a HUPX

másnapi árának –1-szerese határozza meg. A MAVIR Kereskedelmi Szabályzata értelmében a HUPX

másnapi ára a pozitív kiegyenlítő energia árának, míg a HUPX másnapi árának –1-szerese a negatív

kiegyenlítő energia árának szab alsó korlátot.

8



hogy az előre látható hiányt vagy több-letet tőzsdei adásvétel lel próbál ják ke-zelni – vagyis a várható hiányt ne érjemeg a kiegyenlítőenergia-piacról besze-rezni , i l letve a várható többletet ne le-gyen érdemes ott értékesíteni. Ennekérd ekében a fel irányú kiegyenlítő ener-gia ára nem lehet alacsonyabb, mint azadott időszakra vonatkozó H U PX-ár, a leirányú kiegyenlítő energiáért pedig arendszerirányító nem fizet többet, mint atőzsdei ár. A második negyedévben apozitív kiegyenlítő energia ki lowattórán-kénti átlagára megközelítette a 25 Ft-ot,szemben a január-márciusi 1 9,3 Ft-tal . Azid őszak során előford u lt, hogy a negatívkiegyenlítő energia ára többszörösenmeghaladta a tőzsdei árat, ami jelentőstúltermelésre utal : a feleslegessé váltvi l lamos energiát a mérlegkör-felelősökcsak úgy tudták átadni a M AVI R-nak,hogy azért a tőzsd ei árat jóval m eghala-dó mértékben még nekik kel lett fizetni-ük.

A tavalyinál hidegebb ápri l isnak köszön-hetően a második negyedéves havi átla-gos gázfogyasztás nem maradt el jelen-tősen az egy évvel korábbitól : a közel498 mil l ió köbméteres érték al ig 1 0 mil-

l ióval kisebb a 201 4. ápri l is-jú niu si ad at-nál (11 . ábra). A hőmérséklettel korrigáltfogyasztás azonban több mint 20 mil l ióköbméterrel volt kevesebb a tavalyinál .

M íg a hazai gázkitermelés éves alapon azelső három hónapban 4 százalékkal bő-vült, addig ápri l is-júniusban több mint 1 0százalékkal csökkent, és a fogyasztásharmadát tette ki (12. ábra). Az első ne-gyedévhez hasonlóan ebben az időszak-ban is lényegesen alacsonyabb volt azukrán import a tavalyinál ; mennyiségeéves alapon majdnem 45 százalékkal(950 mil l ió m 3-re) esett. M ivel több mint

30 százal ékkal az osztrák im port is m ér-séklődött, a forrásszerkezet a nettó be-tárolás és az export csökkenése felémozdult el . Az import és a betárolásvisszaesése egyaránt azzal magyarázha-tó, hogy az ukrán válság miatt tavaly akereskedők már a nyár elején igyekeztekminél nagyobb készleteket felhalmozni atél i el l átás biztosítására: m íg taval y jú ni-us végén a hazai tárolók töltöttsége mármeghaladta a 35 százalékot, addig idén –

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

áprí májí júní júlí augí szeptí oktí noví decí janí febí márcí áprí májí júní

2014 2014 2015

Hav

i fo

gyas

ztás

, mill

ió m

3

Forrás::FGSZR:European:Climate Assessment:E:DatasetR:illí:REKK:számítás

Megelőző év hőmérséklettel korrigált

fogyasztása

Aktuális év hőmérséklettel korrigált

fogyasztása

Aktuális év fogyasztása

Megelőző év fogyasztása

11. ábra A kiigazítatlan és hőmérséklettel korrigált havi földgázfogyasztás alakulása201 4. április és 201 5. június között az előző év megfelelő havi fogyasztási adataivalösszevetve

197 171 192 220 199 204 221 216 213 218 212 218 166 169 160

546 595 530 508 496 495759 656

476 380 301 262 347 334 272

307 356 332 444 441 426

399304

291236

203 351 230 137 313

-158 -217 -344 -225 -228 -143 -116 -168 -259 -332 -331 -328-139 -57 -131

-252-424 -306 -503 -528

-504 -525

7

518866

847540

86

-161-254

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

mill

ió m

3(1

5°C

)

Hazai:termelés Ukrán:import Osztrák:import

Export Nettó:kitárolás Fogyasztás Forrás::FGSZ

12. ábra A hazai gázpiac forrásszerkezetének havi alakulása 201 4. április – 201 5. júniusközött

0

5

10

15

20

25

mill

ióm

3/n

ap

h(1

5°C

)

Forrás: FGSZ

Gázáram

Lekötötthaddícionálismegszakíthatóhkapacitás

Lekötötthnem-megszakíthatókapacitás

Fizikaihkapacitás

13. ábra A mosonmagyaróvári (osztrák) betáplálási pont forgalma 201 4. április és 201 5.június között, a lekötött nem megszakítható és megszakítható kapacitások mellett

Megjegyzés: A feltüntetett fizikai kapacitás az FGSZ által szolgáltatott érték.

9



az el látásbiztonsági aggályok mérséklő-désével – a 28 százalékot sem érte el .

Az import visszaesését a betáplálásipontok gázáramlási adatai is tükrözik.Osztrák viszonylatban a tavalyi azonosidőszak 90 százalékával szemben a má-sodik negyedévben csak 62 százalék volta mosonmagyaróvári betáplálási pontkihasználtsága (13. ábra). A legnagyobb„pangás” májusban volt megfigyelhető,amikor volt olyan nap, hogy a lekötött,nem megszakítható kapacitásoknak iscsak 1 5 százalékát használták. Ebben ahónapban az átlagos kihasználtság ismindössze 36 százalékra rúgott.

A hosszú távú orosz gázimportszerző-désnek köszönhetően a mosonmagyar-óvárinál jóval kiegyensúlyozottabb képetmutat a beregdaróci betáplálási pontforgalma: a 1 9 százalékos átlagos ki-használtság nem takart lényeges ki len-géseket az időszak során (14. ábra). AzU krajna felől i import súlyvesztésétugyanakkor jól érzékelteti , hogy a tavalyimásodik negyedév kihasználtsága mégelérte a 33 százalékot.

A második negyedévben gyakorlati lagleál l t a Romániába irányuló gázexport,miután a magyar kivitel az első háromhónapban 53-ról 20 mil l ió m 3-re esett(15. ábra). Keleti szomszédunk hazai ter-melésének bővítésével igyekszik mérsé-kelni importszükségletét. Folytatódott a

Szerbiába irányu ló kivitel visszaesése is:a januárban még 250 mil l ió m 3-t megha-ladó export júniusra 43 mil l ióra csök-kent. A tel jes negyedév 327 mil l ióskiviteléből Szerbia azonban még így 67százalékkal részesedett, ami meghaladjaaz első negyedév 63 százalékos arányát.U krajna – miután Oroszországgal 25 százalékos ár-csökkenésben ál lapodott meg a második negyed-évre – márciusban és ápri l isban gyakorlati lag nemvásárolt gázt M agyarországról , júniusban azonbanközel 72 mil l ió m 3 hagyta el Beregdarócnál az orszá-got. Ám míg 201 5 első negyedévében U krajna a tel-jes magyar export 34 százalékát vette fel , addig ez azarány a második negyedben 24 százalékra mérsék-lődött.

Az ukrán szál l ítások 201 5. júniusi újraindulásánakelőzményeként az FGSZ és az Ukrtransgaz május vé-gén együttműködési megál lapodást írt alá a kétirá-nyú földgázszál l ításról . Az FGSZ először 201 3márciusában teremtette meg az U krajnába irányuló

szál l ítások lehetőségét, amelyek eddig ideiglenesm egál l apod ások keretei között zaj l ottak. A határke-resztező pont kapacitása U krajnából M agyarországirányába 26 M rd m 3/év, az el lentétes irányban 6,1M rd m 3/év; utóbbi irányban azonban a nem meg-szakítható kapacitások biztosítása érdekében azFGSZ szerint további fej lesztések szükségesek a szál -l ítórendszeren a határ mindkét oldalán.

A 16. ábra tanúsága szerint a második negyedévbenaz olaj indexált import árában megjelent a 201 4. évvégi olajáresés hatása, így az ár az addig jel lemző1 00 Ft/m 3 feletti szintről 80 Ft/m 3 alá csökkent. A ke-vert importban és az el ismert gázárban azonbancsak korlátozottan jelent meg az olaj indexált ár ha-

0

10

20

30

40

50

60

mill

ióFm

3/n

ap

(15

°C)

LekötöttFnem-megszakítható kapacitás

LekötöttFaddicionálismegszakíthatóFkapacitás

Forrás: FGSZ

FizikaiFkapacitás

Gázáram

0

2

4

6

8

10

12

mill

ió m

3/n

ap (

15

°C)

Forrás: FGSZ

HU>RO

HU>UA

HU>RS

HU>HR

14. ábra A beregdaróci (ukrán) betáplálási pont forgalma 201 4. április és 201 5. júniusközött, a lekötött nem megszakítható és megszakítható kapacitások mellett

15. ábra Az ukrán, horvát, román és szerb irányba exportált gáz mennyisége 201 4. áprilisés 201 5. június között

Megjegyzés: Az FGSZ közli a HU>RS (Kiskundorozsma) ponton kilépő, szerb és bosnyák irányú tranzit

gázáramokat.

Megjegyzés: A feltüntetett fizikai kapacitás az FGSZ által szolgáltatott érték. Az adatok az Ukrajnából

érkező, szerb és bosnyák irányú tranzit gázáramot is tartalmazzák.

1 0



tása, mivel 201 4. ápri l is óta a tőzsdeigázár 75 és az olaj indexált gázár 25%-ossúlyozott átlagaként számítja a szabá-lyozó az el ismert gázárat. Az első ne-gyedévhez képest a tőzsdei (TTF-) árakis mérséklődtek ugyan, de egyelőre csakmintegy 1 0 százalékkal , szemben azolaj indexált áraknál látott közel 30 szá-zalékos eséssel .

Ápri l is 1 -től módosult az egyetemesszolgáltatásban alkalmazott gázár meg-határozásának képlete, i l letve a rende-leti leg szabályozott euró- és dol lár-árfolyam. Ennek eredményeként csök-kent az a veszteség, amely az egye-temes szolgáltatókat a reál- és a rende-leti leg szabályozott árfolyamok eltérésemiatt éri . Az el ismert föld gázár így ápri-l isban és májusban ugyan még némilegmeghaladta a TTF-árat, júniusban azon-ban utóbbi emelkedése miatt ismét azalá került.

0

20

40

60

80

100

120

140

Ft/m

3vN

CV

,á1

5°C

)

Forrás:jREKK számításjEIAjésjENDEXjadatokjalapján

ENDEXáTTF BaseloadáFutures Elismertáföldgázár

Olajindexált import

Kevert import

Megjegyzés: Az „elismert földgázár” a MEKH által számított, negyedévenként meghatározott

egyetemes szolgáltatáshoz kapcsolódó elismert fajlagos földgázár REKK általi becslése a rendeletileg

szabályozott gázárképlet, valamint a rendeletileg előírt euró- és dollárárfolyamok alapján, publikus

információk felhasználásával. A becslés nem veszi figyelembe a gázárképletben szereplő tárolói gáz

hatását az elismert árra. A „kevert importot” hasonló becslés alapján számítjuk, de ebben az esetben

a rendeletileg előírt helyett piaci devizaárfolyamokat veszünk figyelembe.

16. ábra Egyetemes szolgáltatók elismert földgázára és a gázárképlet egyes tényezőinekalakulása 201 4. április–201 5. június között

Az elmúlt két évtizedben a vi lág vi l lamosenergia-piacain végbement legnagyobb változás a l iberal izá-ció volt, mely sok átalakuló gazdaságban még min-dig nem zárult le.

E kurzus cél ja, hogy átfogó képet adjon azon legfon-tosabb közgazdasági fogalmakról , amelyek az áram-piacok megteremtéséhez és sikeres működtetésé-hez szükségesek.

A kurzus első részében bevezetjük a közgazdaságialapfogalmakat, áttekintjük a versenyzői és ol igo-pol isztikus piacokat, a piaci erőfölénnyel való vissza-élés veszélyeit és a nélkü lözhetetlen eszközök hatá-sát a piac működésére.

A kurzus második felében a már ismertetett köz-gazdasági alapokon tárgyal juk a vi l lamosenergia-piacok sajátosságait, úgymint a kereslet és kínálategyedi jel legét, a jel lemző piaci szerkezeteket, és avi l lamosenergia-hálózat szerepét versenyzői környe-zetben.

A képzés helyszíne: Budapest

I deje: 201 5. november 23-27.

További információk az ERRA honlapján érhetők el :

1 1

Energiapiaci elemzések


A magyar földgázfogyasztás nagyobb részét –hacsökkenő mértékben is- még ma is a Panrusgázszerződés elégíti ki . A gazdasági válságot megelőzőidőszakban a hazai igények mintegy 80%-át ez azegyetlen szerződés fedezte, 201 3-ra azonban ez azarány az éves szerződött mennyiség (ACQ) csökke-nésével párhuzamosan 59%-ra, a szerződéses im-port pedig 5,52 M rd m 3-re mérséklődött. Az ACQ aza szerződésben rögzített gázmennyiség, amit a vevőa piaci viszonyoktól függően általában ±1 5%-os tole-ranciasávon belül minden évben köteles megvásá-rolni . Ezzel a tradicionál is TOP kötelezettséggel az alegnagyobb probléma, hogy nem képes az aktuál ispiaci viszonyokhoz idomulni . Bár a szerződésbenszereplő háromévenkénti utólagos piac-újraértéke-lés lehetővé teszi , hogy a szerződéses árakat időrőlidőre a piaci árakhoz igazítsák, ez nem tekinthető pi-aci mechanizmu snak: az arbitrációs (választott bíró-sági) el járásokhoz hasonlóan rendkívül költséges,adott esetben több évig tartó folyamat.

Az E.ON -nak ugyan sikerült 201 2-ben valamennyieurópai leányvál la latára kiterjeszthető kedvezmé-nyeket kicsikarnia a Gazpromp-tól , magyarországivál la lkozásának, az EFT pénzü gyi pozíciója a csökke-nő földgázkereslet és a H AG vezetéken beáramlóspot piaci földgáz által támasztott verseny hatására

tovább romlott. A halmozód ó feszü ltségek hatására201 3-ban megál lapodás született a Gazprommal ,melynek értelmében az addig át nem vett TOPmennyiségeket az M VM leányvál la lata, a M agyarFöldgázkereskedő Zrt (M FGK) 201 5 után lehívhatja.Az új szerződés 201 8-ra várható megkötéséig ez azad-hoc megál lapodás határozza meg a hazai föld-gázpiac szerkezetét. Bár ez az utólagos megoldás át-meneti leg kisegítette az E.ON EFT-t, nem jelentetttartós megoldást: a szerződéssel összefüggésbenkeletkező pénzügyi veszteségek a későbbiekben azúj tulajdonosnál , az M FGK-nál mindenképpen felme-rülnek.

Az EFT által tapasztalt nehézségek nem egyedülál ló-ak: a pénzügyi krízis és az azt követő gazdasági ne-hézségek valamennyi nagy, az olajárindexált szerző-dések terhét nyögő európai energetikai konszerntsújtják, bizonyítva, hogy a TOP kötelezettségek (és atradicionál is olajárindexálás) rendszere nem tartha-tó. Ebben az értelemben a krízis aktual itást és legiti-mitást adott az energiapiacok további l iberal izációjátcélzó 2009-es harmadik energiacsomagnak. A mo-nopol helyzetben lévő termelők által kikényszerítettnem piaci alapú árazási módszerek így egyre nyitot-tabb és integráltabb (nemzeti) földgázpiacokkal , ú jgázforrásokkal és piaci árazási technikákkal szembe-sü l nek. J el enl eg az eu rópai igények több, m int 50%-át olajárindexált szerződések helyett piaci árazásúszerződésekkel elégítik ki: bár Észak-N yugat Európá-ban a piaci mennyiségek aránya jóval magasabb,mint Kelet-Közép Európában, a spot piaci l ikviditásvalamennyi régióban folyamatosan növekszik. Amennyiségi és árrugalmasság, vagyis a rövidebbszerződéses időtartam, az alacsonyabb TOPmennyiség és a növekvő spot indexálás egyre na-gyobb értéket képvisel a folyamatosan erősödő ver-sennyel szembesülő európai inkumbensek számára.

Az európai földgázpiaci l iberal izáció utóbbi 7 évébena spot piaci árak kevés kivétel lel mindig a TOP szer-

ződ ésekre jel lem ző olajárind exált árak alatt m arad-tak; mindazonáltal félrevezető feltételezés lenne,hogy a spot piaci árak mindig törvényszerűen ala-csonyabbak, mint az olajáridexált árak, különösen amagas kereslettel , vagy hiánnyal jel lemezhető idő-szakokban. A spot és az olajárindexált árak elhúzódószéttartása elsősorban a kereslet szokatlan gyengél-kedésének és a magas olajáraknak tudható be. Azeu rópai föld gázkeresleti ki látások meglehetősen bi-zonytalanok, az olajárak viszont minden bizonnyalnem térnek vissza egyhamar a korábbi magasságok-ba.

Magyarország földgázpiacát 1996 óta a Panrusgáz kezében lévő hosszú távú szerződés dominálja. Bárezen szerződést a felek -vélhetőleg 2018-ig- meghosszabbították, az már most jól látható, hogy az új

megállapodást a korábbitól merőben eltérő feltételek mentén fogják megkötni. A szerződés meghosszabbí-tása annak az ad-hoc megállapodásnak az eredménye, melyben a felek a szerződést kiterjesztették azutóbbi években felhalmozódott TOP deficit (át nem vett földgáz mennyiség) megvásárlására. A többi közép-kelet-európai országhoz hasonlóan ugyanis Magyarország is profitált a határkeresztező kapacitások bővü-léséből és az európai hub-okon folyó kereskedelem növekedéséből, ami az utóbbi években lehetőséget te-remtett az ellátás diverzifikálására és ezzel párhuzamosan aláásta a hosszú távú szerződésben meghatá-rozott átvételi kötelezettség teljesíthetőségét. Középtávon igen valószínűtlen, hogy a földgázfogyasztásvisszatér a krízis előtti szintre, miközben minden korábbinál versenyképesebb importforrások állnak ren-delkezésre: a magyar félnek ezért gondosan mérlegelnie kell, hogy a Gazprommal kötött új szerződés ho-gyan járulhat hozzá a hazai piac további fejlődéséhez.

1 2



2008-ban a gazdasági recessziót követően visszaesőföldgázkeresletre válaszul a TTF árak jelentős mér-tékben visszaestek. M iközben a spot piacok a stag-nál ó, i l l etve negatívba ford u l ó gazd asági növeked ésés a növekvő megújuló vi l lamosenergia-termelés kö-vetkeztében gyengélkedtek, a Brent olajár a 2009-es

50 $/hordó szintről 201 1 -re jóval 1 00 $/hordó feléemelkedett, ami 6-9 hónapos késleltetéssel az ola-járindexált árakat is megnövelte. Az alapvetőencsökkenő fogyasztás dacára a TTF árak a 201 1 -es te-let követően még növekedtek is, majd stabi l izálód-tak, mielőtt 201 4 nyarán újra esésnek nem indultak.Ez a sajátos dinamika egy külső sokkal , a japán LN G-kereslet fukusimai balesetet követő megugrásávalmagyarázható, ami elszívta a spot piacon elérhetőLN G szál l ítmányokat és felhajtotta az árakat; az eu-rópai szál l ítások gazdaságtalanná váltak, szűkítve akontinens földgázkínálatát.

201 4-ben a Platts ázsiai földgázárakat reprezentálóm u tatója, a J KM esésnek ind u l t, am i ú jra el érhetővé

tette Európa számára az olcsóbbá váló LN G-szál l ít-mányokat, csökkentve ezzel a TTF árakat. N émi kés-leltetéssel , 201 5 második negyedévében a drasztikusolajáresés is éreztette hatását a hosszútávú szerző-dések (a továbbiakban: LTC – Long-Term Contract)áraiban, jelentősen szűkítve a TTF és az LTC árakközti különbözetet. A hosszú távú szerződéses árakfokozatos csökkenéséhez az is hozzájárult, hogy ár-

képletü k fokozatosan kiegészü lt egy spot ind exálásielemmel. Piaci részesed ésü k megőrzése érd ekébenaz utóbbi években a Gazprom hosszú távú szerződé-seinek többségét újratárgyalták a felek, ami átlago-san 1 5-20%-os arányú spot ind exálás beépítését, ésígy egy hibrid árazási rendszer kialakítását eredmé-nyezte.

Amíg a spot piaci árak alacsonyabbak, mint az olaj-árindexált LTC-árak, az európai átvevők a lehető leg-kisebb TOP mennyiségek (1 5%-kal az ACQ alatt) le-

hívására törekednek, értékesítési kötelezettségeikfennmaradó (minél nagyobb) részét pedig a spot pi-acon vásárolt forrásokkal próbál ják kielégíteni. Azeddigi alacsony gazdasági növekedéssel és magasolajárakkal jel lemezhető időszakban ez volt a bevettel járás. Amikor a spot árak az LTC árak fölé emel-kednek, az átvevők az el lenkezőjét teszik: a szerző-déses rugalmasságot kihasználva az ACQ felettmaximál isan átvehető többletet lehívják és azt a spotpiacon értékesítik. A többletmennyiségek piacra vi-tele a spot árak csökkenését eredményezi . A fentireakciók a spot árakra gyakorolt hatásukon keresz-tül vezetnek az LTC és a spot piaci árak közeledé-séhez; azokban a régiókban, ahol nincs l ikvid spotpiac (jel lemzően i lyen a közép-kelet európai orszá-gok többsége), a piaci árakat tartósan meghaladóLTC árakra a szerződés módosításával reagálnak afelek, ami jel lemzően a spot indexálás részleges be-vezetését és a TOP mennyiségek csökkentését (i l let-ve a toleranciasáv szélesítését) jelenti .

Az európai földgázpiac jövője meglehetősen bizony-talan. Az olajárak zuhanása rövidtávon segíthet azimportőröknek, de a kontinens földgázkereslete elő-reláthatólag gyenge marad és a jövőbeni kereslet-növekedés üteme az európai emissziókereskedelmirend szer (ETS) reform jának és a m egú ju l ó vi l l am os-energia-termelés támogatási rendszerének bizony-talanságai miatt nehezen előrejelezhető. A globál isLN G keresked elem expanziójának köszönhetően azeurópai földgázpiac áralakulása jelentősen össze-függ az ázsiai és latin-amerikai régió árváltozásaival :az LN G szál l ítások irányát immáron a kü lönböző ré-giók földgázáraiban megfigyelhető különbségek ha-tározzák meg.

M agyarország ma a korábbinál jobb pozícióból foly-tathatja az orosz fél lel megkezdett tárgyalásokat. Az

osztrák-magyar határon nőttek az auk-cióra kerü l ő kapacitások, a szl ovák-m a-gyar metszék júniustól kereskedelmiüzembe lépett, a közép-és délelet euró-pai kezdeményezés (CESEC) pedig 2020-as stratégiájában prioritás projektkéntkezel i a krk-i LN G-terminál megépítését.Ebben a kontextusban különböző TOPmennyiségek és különböző belépésipontok mel lett vizsgál juk a magyar tár-gyalási stratrégia lehetséges kimeneteit,nevezetesen az árakra és az importőrjövedelmezőségére gyakorolt hatását.Számszerűsítjük, hogy a szerződésesmennyiség és az átadási belépési pontmegválasztása (osztrák, szlovák és/vagyukrán) milyen hatással van az árakra ésa vásárló profitjára. Ezáltal értékelhe-

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

EUR/M

Wh

LTC

TTF

forrás: Gaspool, IMF

17.ábra Hosszú távú szerződéses (LTC) és spot piaci (TTF) földgázárak

1 3



tővé válnak az M VM lehetséges választási lehetősé-gei a várhatóan 201 8-ban hatályba lépő új szerződéstárgyalása során.

Az egyetemes szolgáltatók lakossági fogyasztókkalszem beni el l átási kötel ezettségének al só határa 2-3M rd m 3-re tehető. Ez az a mennyiség, melynek hosz-szú távú rendelkezésre ál lását mindenképpen bizto-sítani kel l , akár magasabb szerződéses áron is. Egykel lően l ikvid piac mel lett erre a minimál is LTCmennyiségre sem lenne szükség, de a magyar föld-gázpiac még meglehetősen éretlen, ezért az alterna-tív el látási források rend elkezésre ál lását biztosítanikel l . A TTF árak volati l itása és bizonytalansága, to-vábbá a határkeresztező kapacitásokhoz való szabadhozzáférést korlátozó múltbel i szabályozói beavat-kozások jól érzékeltetik, milyen kockázatokkal jár en -nek elmulasztása.

A szerződésben rögzített átvétel i szinteknek (ACQ) ésa lekötött határkeresztező kapacitásoknak a piaciárakra és a szerződő fél jövedelmezőségére gyako-rolt hatása jól mérhető. A következő táblázatban egymagas (8 M rd m 3) és egy alacsony (3 M rd m 3) szerző-dött mennyiség, i l letve egy kizárólag az ukrán hatá-ron keresztül i import és egy valamennyi határonlebonyolított import hazai földgáz árakra gyakorolthatását vizsgál juk. A számítások során –az eddigi ta-pasztalatokra támaszkodva- a hosszú távú szerződé-ses áránál alacsonyabb spot árakat feltételezünk.

Az 1 . táblázatban szereplő értékek a magyar és a né-met földgáz árak közötti különbözetet mutatják; azalacsonyabb értékek a német árakhoz közel iek, ígyértelemszerűen alacsony hazai földgázárakat jelez-nek. A hazai földgázárak szempontjából legjobb ki-menetet egy alacsony szerződéses mennyiség ukránhatáron történő behozatala eredményezi (zöld rub-rika). Ebben az esetben ugyanis az osztrák és szlovákmetszéken kel lően nagy szabad kapacitás ál l rendel-kezésre, hogy azokon jelentős mennyiségű verseny-képes árazású földgázt lehessen importálni anyugat-európai spot piacokról . A legrosszabb kime-net akkor fordulhat elő, ha nagy szerződött mennyi-séget importálu nk olyan mód on, hogy a nyu gati ha-tárokon meglévő kapacitásokat is igénybe vesszük,és ezáltal versenyképes nyugati spot forrásokat szo-rítunk ki a hazai piacról (piros rubl ika).

A 2. táblázatban a hosszú távú szerződés vásárlójá-nak jövedelmezőségét vizsgálva látható, hogy annakmind en esetben veszteséget kel l elkönyvelnie, merta piaci árnál magasabb árat fizet a beszerzett földgá -zért. A legkisebb veszteséggel akkor szembesül , hakis szerződéses mennyiséget importál , és erre a cél-ra a nyugati határkeresztező vezetékek kapacitásátis igénybe veszi . A kis mennyiség korlátozza a piaciáraknak val ó kitettséget, és ha ezen föl d gáz im port-

jára a szerződéses fél a lehető legtöbb nyugati kapa -citást köti le, akkor ezzel valamelyest csökkentheti aszámára veszteségeket okozó olcsó nyugati gáz be-áramlását. Ezzel szemben egy nagy szerződésesmennyiség kizárólag az ukrán határon érkező im-portja a szabad osztrák és szlovák határokon jelen-tős mennyiségű versenyképes árú földgáz importjátteszi lehetővé, ezáltal az érintett vál la lkozás jóvalmagasabb veszteségeket szenvedhet el .

A kis mennyiségre kötött, 2-3 M rd m 3-es szerződéskeretében az ukrán határon történő földgázimportmel lett élvezhetnék a hazai fogyasztók leginkább aversenyképes árazás előnyeit, jól lehet ez a megoldásjövedelmezőségi oldalról szuboptimál is a hosszú tá-vú szerződés vásárlójának. Ez a változat azonbancsak akkor valósulhat meg, ha a szabályozó erősenkorlátozza, vagy akár tel jesen kizárja annak lehető-ségét, hogy a szerződés birtokosa az osztrák vagy aszlovák vezetéken kapacitást kössön le.

Középtávon a 3 M rd m 3-es lakossági fogyasztásrészben akár a 2020-ra tervezett krk-i LN G terminál-ból is kielégíthető lenne, ami egyike a CESEC régiósmunkacsoport által a gyorsított infrastruktúra-fej-lesztési program keretében prioritás-projektnek mi-nősített beruházásoknak. A Gazprom idén nyáronel indított földgáz-aukciós el járása mel lett ez is olyantényező, amit a hosszú távú szerződés tárgyalásakorcélszerű figyelembe venni. Az LN G források segítsé-gével történő forrásdiverzifikáció a jövőben valós le-hetőség M agyarország számára is, jól lehet ezenopció költségei még alapos elemzésre szorulnak.

Magyar>németóárókülönbségóA€pMWhG

3óbcm 8óbcm

csakóazóukránóiránybólójöhet 2K7 3K3

lefoglalhatóHAGóvagyóSK>HUókapacitást

4K2 4K3

1. táblázatMagyar és német földgázárak közti várható különbségekkülönböző szerződéses paraméterek mellett

LTC-ből származó profit (m€) 3 bcm 8 bcm

csak az ukrán irányból jöhet -152 -574

lefoglalhat HAG vagy SK>HU

kapacitást-29 -267

2. táblázat A hosszú távú szerződés (LTC) vásárlójánakjövedelmezősége különböző szerződéses paraméterek mellett

1 4



A Bizottság 248 olyan közös érd ekű projektről (Pro-ject of Common I nterest, PCI ) készített l istát5, ame-lyek a nemzeti szabályozó hatóságok részéről egy-szerűsített engedélyezési el járásra / kedvezménye-zett hatósági ügyintézésre számíthatnak, és az EU in-frastruktúra-fej lesztési alapjának (Connecting Euro-pe Faci l ity) potenciál is jogosultja i 201 4 és 2020 kö-zött. Az Európai Energiabiztonsági Stratégia ezt a l is-tát 33, az el látásbiztonságot szolgáló kulcsprojektre 6

szűkítette le, és azokat két csoportba osztotta rövidés középtávú prioritásuk szerint. Két régió, a Balti-kum (BEM I P) és Közép- és Délkelet-Európa (CESEC) –fizikai elszigeteltsége miatt – különös figyelmet ka-pott.

A PCI -l istán nem szereplő l itván Klaipeda LN G-termi-nál megépítéséről 201 4-ben született döntéssel abalti országok nagyot léptek előre, és folynak a mun -

kálatok Litvánia és Lengyelország összekapcsolásárais; utóbbiban az EU nem csak pénzügyi, de szabályo-

zási oldalon is aktívan részt vesz. Ez volt az elsőolyan projekt, amelynél szomszédos ál lamok nemtudtak megegyezni a költségek megosztásáról , így azACER-nek kel lett döntenie.

A Balkánon a Dél i Áramlat és a N abucco új gázszál l í-tási folyosót nyitott volna, de különböző okokbólmindkettő megbukott 201 4-ben: a N abucco nem ta-lá lt gázforrást, a Dél i Áramlat pedig a szabályozásikérdésekben nem jutott dűlőre. 201 5. jú l ius 1 0-énDubrovnikban az EU és az Energiaközösség 1 5 kö-zép- és délkelet-európai (CESEC) tagja 7 megál lapo-d ott arról , hogy felgyorsítják a hiányzó gázösszeköt-tetések megépítését, és közösen keresnek megol-dást az el látásbiztonság javulását, és a tel jes mérték-ben integrált, versenyképes régiós energiapiac kiala-

kulását hátráltató technikai és szabályozásiproblémákra. Az akcióterv 7 prioritásprojektet tar-talmaz:

� Transz-Adriai vezeték (TAP).� Görög-bolgár határkeresztező vezeték (to-

vábbiakban: interkonnektor)� Bolgár-szerb interkonnektor,� A bolgár rendszer fokozatos megerősítése

(a meglévő és a majdani interkonnektorokhasználatához szükséges fej lesztések),

� A román rendszer fokozatos megerősítése(a meglévő és a majdani interkonnektorokhasználatához szükséges fej lesztések; be-leértve a kapcsolódó rendszerek szükségesfej lesztését is az adott interkonnektornál),

� H orvát LN G-terminál (a bővítés lehetőségé-vel),

� LN G-szál l ítási rendszer M agyarország felé(az ehhez szükséges horvát rendszerfej-lesztés)

A projektek kiválasztását a REKK gázpiaci model l jesegítette. A jelenleg túlnyomórészt orosz gázzal el lá-tott régió számára négy lehetséges új gázforrás jöhetszóba: a létező (nyugat-európai) vezetékek gázáram -lásának megfordítása, LN G (H orvátországon vagyGörögországon keresztül ), ú j román offshore gáz, ésa TAP-on el osztott, Törökországon keresztü l érkezőazeri gáz.

A model l segítségével összehasonlítottuk a fogyasz-tói jóléti növekményt normál és el látásbiztonságiszcenárióban 8 is, ami abból fakad, hogy az új forrá-sokból származó gáz az új infrastruktúra révén elér-

S zámos uniós dokumentum foglalkozik a gázinfrastruktúrák jobb összekapcsolásának szükségességével,különösen Délkelet-Európa viszonylatában. A regionális jelentőségű projektek meghatározásának ke-

reteit felvázoló TEN-E rendelettől1 kezdve az inkább politikai és stratégiai irányultságú dokumentumokig –mint amilyen a Bizottság 2014. május 28-i Európai Energiabiztonsági Stratégiája2, illetve az azt követő,2014. októberi Stresszteszt3 és az Energia Unióra vonatkozó, 2015. február 25-i javaslat4 – egyaránt a gáz-források bővítésének és az európai gázinfrastruktúrák jobb összekapcsolásának szükségességét hangsú-lyozzák. Az európai és regionális szempontból legfontosabb projektek azonosítása szintén hosszú időrenyúlik vissza.

1 http://eur-lex.europa.eu/legal-content/HU/TXT/HTML/?uri=CELEX:32013R0347&from=HU

2 http://eur-lex.europa.eu/legal-content/HU/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014DC0330&from=EN

3 https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2014_stresstests_com_en_0.pdf

4 http://eur-lex.europa.eu/resource.html?uri=cellar:1bd46c90-bdd4-11e4-bbe1 -01aa75ed71a1 .0010.02/DOC_1&format=PDF

5 A PCI-k térképe megtalálható: http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/transparency_platform/map-viewer/

6 Lásd az energiabiztonsági stratégia mellékletében található listát.

7 A CESEC-régió a következő országokból áll: Albánia (AL), Ausztria (AT), Bosznia-Hercegovina (BA), Bulgária (BG), Görögország (GR), Horvátország (HR), Magyarország

(HU), Olaszország (IT), Macedónia (MK), Moldova (MV), Románia (RO), Szerbia (SB), Szlovénia (SI), Szlovákia (SK). Az aláírók: A CESEC országok mellett még az Európai

Unió és Ukrajna.

8 Ellátásbiztonsági futtatásnak nevezzük azt, amikor valamilyen megszakításból eredő forráscsökkenést (itt pl. Ukrajnán keresztüli orosz gázszállítások 100%-os

korlátozása januárban) vagy esetleg extrém keresletnövekedést (kivételesen hideg tél) szimulálunk.

1 5



hetővé vál ik a legmagasabb árú (vagyis gázkeresletetjelző) piacokon. “Klaszter A” jelöl i a Krk-szigeti új (6M rd m 3 kapacitású) LN G-terminált és a hozzá kap-csolódó projekteket (H R-SI , H R-H U , H R-RS és H R-BAinterkonnektor). A “Klaszter B” évi 6 M rd m 3 új ro-mán offshore gázforrással , i l letve a szomszédos or-szágokba juttatásához szükséges infrastruktúrával(RO-H U , RO-M V, RO-BG és RO-U A) számol. A “Klasz-ter C” a TAP-on szál l ított, Bulgáriába (GR-BG) majdonnan Szerbiába (BG-RS) is el jutó azeri gázt jelenti . A“Klaszter C2” a Bulgáriához (GR-BG) és Szerbiához(BG-RS) csatlakozó, meglévő görög LN G-terminál .

A top-down megközelítés valamennyi forrással ésmind a 21 új régiós infrastruktúra-projekt megvaló-sulásával számol. A model l a lapján kihasználatlan-nak bizonyuló (zéró vagy ahhoz közel i gázáramlásteredményező) projekteket kizártuk. A bottom-upforgatókönyv a források közül az offshore romántnem vette figyelembe, tekintettel annak elérhetősé-gével kapcsolatos kockázatokra. Ebben a forgató-könyvben a legfontosabb projekteket a model lsegítségével azonosítottuk: a legnagyobb árkülönb-ségű országokat addig a pontig kapcsoltuk össze,ameddig két szomszédos piac között a gázszál l ításköltsége már meghaladta a model lezett nagykeres-kedelmi árak különbségét. A bottom-up forgató-könyv(ek) alapján kerültek végül kiválasztásra azok aprojektek, amelyek a CESEC akciótervének prioritásil istájára kerültek. Az itt bemutatott eredmények ese-tében (18. ábra) a bottom up szcenárió tel jes mér-tékben megfelel a kiválasztott projektek l istájával .

Az új infrastruktúrának köszönhető árcsökkenésbőlszármazó fogyasztói jólétváltozást a projektek min-den csoportja esetében számszerűsítettük a vizsgáltországokban. A model lezési eredményeket a 18. áb-rán foglaltuk össze.

Egyedül i pótlólagos forrásként az LN G (a Klaszter Aés C2 csak LN G-forrást tartalmaz) jóval kisebb pozi-tív fogyasztói jólétváltozást hoz, mint avezetékes gáz (Klaszter B és C). H abáraz olcsó román piac szomszédaival valóösszekapcsolása pótlólagos offshoreromán gáz nélkü l (Klaszter C és az u tol-só oszlop a bottom-up prioritásprojek-tekkel) negatív fogyasztói jóléti hatássaljár Romániában, a régió tel jes fogyasz-tói többlete sokkal több, mint az LN G-forgatókönyvekben. Fontos megjegyez-ni , hogy ez csak az egyenlet egyikoldala: az offshore termelés beruházásiés a pótlólagos vezetéképítés együttesköltsége valószínűleg szintén megha-ladja az LN G-terminál és a kapcsolódógázvezeték építési költségeit. Vala-mennyi projekt együttes megvalósítása

óriási fogyasztói jóléti nyereséget eredményezne(top-down), de sok, drága és kihasználatlan infra-struktúra megépülése árán. A prioritásprojektek ki-választásakor a Bizottság a projekt előkészítettségétés az infrastruktúra költségét is figyelembe vette.

A 19. ábra a CESEC-prioritásprojektek végrehajtásá-nak régiós árhatását mutatja be (a bottom-up forga-tókönyvnek megfelelően): Romániát kivéve, ahol apiaci elszigeteltség megszűnésével az árak némileg(1 ,3 €/M Wh-val ) emelked nének, az árváltozással va-lamennyi ország fogyasztói nyernének. A legnagyobbárcsökkenés a Balkánon figyelhető meg: Bulgária,Szerbia, M acedónia és Görögország lenne az évesátlagos nagykereskedelmi gázárak 3,2-4,7 €/M Whközötti csökkenésének haszonélvezője. Ezeknek a

ITIT IT

IT

ITIT

BG

BG

BGGR

GR

GR

HU

HU

HU

HU

HU

RS

RS

RS

RS

RS

HR

HR

HR

HR

AT

AT

AT

SK

SK

SK

RO

RO

RO

RO

-500

0

500

1 000

1 500

2 000

Klaszter A Klaszter B Klaszter C Klaszter C2 Top-down Bottom-upprioritás

projektekkel

mill

ió €

/év

18. ábra Fogyasztói jólétváltozás az egyes projektklaszterekben

-0,4-1,2

+1,3-0,5-3,6

-2,6 -3,5

-4,7

-3,2

-4,6-6,6

-0,4

-0,4

-0,4

-0,4-0,5

-0,5

> 0 €/MWh

>-2 €/MWh

>-5 €/MWh

<-5 €/MWh

19. ábra A nagykereskedelmi gázárak modellezett változása a régió-ban a CESEC prioritásprojektjeinek köszönhetően, normál forgató-könyvben (€/MWh)

A számok az éves átlagos nagykereskedelmi gázárak prioritásprojekteknek

köszönhető változását jelölik. Az egyes országok színezése az árszint változá-

sának nagyságára utal.

1 6



piacoknak a mérete azonban viszonylag kicsi , így afogyasztói jólét változása is korlátozott mértékű (lásdaz 3. táblázatot). A jóval nagyobb olasz és magyargázpiacon ezzel szemben a mérsékelt árcsökkenés isjelentős fogyasztói többletet ered ményezne. Romá-nia jóléti vesztesége évi 1 50 mil l ió eurós nagyság-rendre tehető, de a CESEC-régió többiországának összesített többlete a ro-mán veszteség közel hétszerese (3. táb-lázat). Azt is fontos megjegyezni , hogyRománia így sem tekinthető az együtt-m ű köd és áld ozatának: a rom án term e-lők többet keresnének az árakemelkedésével , és a termelői többlet –például az adózás révén – részben át-csoportosítható a fogyasztóknak.

Az 3. táblázat első oszlopa a model le-zett országok éves átlagos piaci nagy-kereskedelmi gázárát tartalmazza. Areferencia-esetben csak a meglévő ve-zetékek, tárolók és LN G-infrastruktúraszerepel (i l letve a megépülés utolsószakaszában lévők, mint a lengyel LN G).M odel lünk a CESEC-régióban az uniós-nál némileg magasabb gázárat eredmé-nyez, összhangban a valóságban istapasztalt helyzettel . Azt is láthatjuk,hogy a N yugat-Európával jobban össze-kapcsolt (AT, SK), valamint az LN G-hez

hozzáférő piacok (GR) árai alacsonyabbak, míg azegyetlen forrásra támaszkodók drágábbak (BG, SB,M K). A második oszlopban az új infrastruktúra ésforrások megjelenésével a CESEC-árak az uniós átla-got 4,1 helyett már csak 3,7%-kal haladják meg. Azutolsó oszlopban a fogyasztói jólétet az árcsökkenésés az ország gázfogyasztásának szorzataként szám-szerűsítjük, ami a fogyasztói többlet változásánakpénzben kifejezett értéke egy gázévre. Bár a fo-gyasztói jólét elsősorban a CESEC-régióban emelke-dik, az új infrastruktúrával Ukrajna is nyerne. Fontosmegjegyezni , hogy nagyobb piacokon többnyire ajóléti hatás is sokkal nagyobb.

Az el látásbiztonsági hatások tesztelésére számsze-rűsítettük, hogy egy szimulált vészhelyzeti forgató-könyvben az új infrastrukturál is beruházások milyenváltozásokat eredményeznek az árakban és a fo-gyasztói jólétben. Ebben az ún. el látásbiztonsági(SOS) futtatásban azt feltételeztük, hogy az U krajnafelől i szál l ítások tel jes egészében leál lnak januárban.A kapott eredmények hasonlóak; az új projektek se-gítenek enyhíteni az el látási sokk árhatását, és anyertesek ugyanazok az országok, mint normál eset-ben (4. táblázat). A vészhelyzeti forgatókönyvbenösszehasonlítjuk a projektek nélkül (referencia SOS)és a projektekkel kia l aku l ó éves és janu ári árakat. Aprojektek nélkül az el látási zavar hatására a januári

árak jel entősen (40€/M Wh föl é) em el ked nének Bu l-gáriában, M acedóniában, Szerbiában és Boszniában,ám a projektek megvalósulása után a CESEC-régióegyetlen országában sem látunk 35€/M Wh feletti ja-nuári gázárat. Az eredmények azt mutatják, hogy aprojektek fontos szerepet játszhatnak vészhelyzet

Ár (€/MWh)

Fogyasztói jólét változása normál forgatókönyvben

(millió €)

ReferenciaAz új

projektekkel

AT 22,1 21,7 36,2

BA 27,0 24,4 4,2

BG 26,2 21,4 173,4

GR 23,3 20,1 112,3

HR 25,6 22,0 94,3

HU 24,7 23,5 111,9

IT 22,9 22,4 323,9

MK 27,9 23,3 7,3

MV 27,7 27,2 4,8

RO 20,5 21,9 -150,0

SB 26,7 23,3 109,8

SI 23,2 22,7 3,8

SK 22,7 22,3 24,4

CESEC összes 23,0 22,2 856,2

UA 23,9 23,4 295,5

EU 22,1 21,4 1 377,0

SOS éves referenciaár

(€/MWh)

SOS referenciaár januárban (€/MWh)

SOS éves ár a projektekkel

(€/MWh)

SOS januári ár a projektekkel

(€/MWh)

Fogyasztói jóléti változás az SOS

forgatókönyvben (millió €)

AT 23,1 28,6 22,6 27,8 42,0

BA 29,6 42,3 26,0 32,5 5,9

BG 32,3 50,4 22,8 27,0 361,1

GR 23,7 26,8 20,7 25,0 106,7

HR 26,0 27,9 22,9 27,1 80,4

HU 27,3 37,4 24,7 29,1 254,7

IT 23,4 26,9 23,1 26,9 236,0

MK 32,3 53,4 24,9 30,0 12,1

MV 30,6 38,4 29,3 35,0 12,4

RO 21,2 25,3 22,8 27,1 -180,3

SB 28,6 40,3 24,5 30,5 131,4

SI 24,1 29,9 23,6 29,1 4,3

SK 23,8 27,7 23,4 26,9 23,8

CESEC összes 24,0 28,5 23,2 27,3 1 090,5

UA 27,3 34,5 25,9 31,1 848,6

EU 23,1 27,1 21,9 24,9 1 679,6

3. táblázat Éves átlagos nagykereskedelmi gázár a 201 5-ös referen-cia- és a modellezett forgatókönyvben a CESEC prioritásprojektek-kel. Az új infrastruktúrából származó fogyasztói jóléti változás nor-mál piaci körülmények között

4. táblázat Januári átlagos nagykereskedelmi gázár a 201 5-ös referencia vészhelyzeti és avészhelyzeti forgatókönyvben a CESEC prioritásprojektekkel. Fogyasztói jóléti változásaz ukrán szállítások 1 00%-os januári leállása esetén

1 7



esetén.

Több érzékenység-vizsgálatot is elvégeztünk az ered -mények robosztusságának el lenőrzésére, és néhányáltalános következtetést biztonsággal megfogalmaz-hatunk:

� A nyereség nagy részét mindig egy kisszá-mú projekt biztosította. N incs szükség túlsok infrastruktúra megépítésére, de amegfelelőeket kel l megépíteni.

� Az új interkonnektorok szükségességét ön-magában azok piacintegrációs hatása isigazol ja. A piacintegrációt segítő projektekegyúttal a CESEC-régiónak az egyetlen szál-l ítótól és útvonaltól való súlyos függőségiproblémáját is kezel ik.

� M inél több az elérhető forrás, annál na-gyobb fogyasztói jólét keletkezik.

� Görögországban az LN G a vezetékes forrá-sokkal verseng: a TAP-on érkező azeri gázkiszoríthatja az LN G-t, kü l önösen akkor, haa hosszú távú szerződ éses kötel ezettségekmiatt a kereskedelem nem képes reagálnia piaci árjelzésekre.

� A top-down megközelítés alapján ugyan-azok a projektek bizonyulnak a legfonto-sabbnak, mint a bottom-up szerint, elte-kintve a Romániát a szomszédaival össze-kötő interkonnektoroktól . A jóléti nyeresé-gek közti különbség az előbbi esetben ta-pasztalt jelentős kínálatbővü lés szám lájára

írható, i l letve az új források elérhetőségé-nek eltéréseiből adódik.

� N éhány projekt régiós hatása hasonló: M a-gyarország összekötése az új román off-shore gázzal (RO-H U ) vagy a horvát LN G-vel(H R-H U -n keresztül ) hasonló fogyasztói jó-léti hatással jár. U gyanez érvényes Szerbiá-ra is: a Görögországból Bulgárián át érkezőúj azeri (vagy LN G-) forrásnak hasonló ha-tása lenne, mint a H R-LN G plu sz H R-RS op-ciónak. A döntő szempontnak i lyenkor az újforrások elérhetőségének és a szükségesinfrastruktúra megépítési költségének kel llennie.

Remél jük, hogy a prioritásprojektekről született régi-ós megál lapodást a projektek megvalósulása fogjakövetni .

1 8

Műhelytanulmányok


Elsőként a Bizottság által felvázolt új árampiaci mo-del l elemeit tekintjük át, majd bemutatjuk a fogyasz-tók energiapiaci szerepvál la lását segítő, a megújulóenergia saját célú termelésére vonatkozó bizottságiajánlásokat. Cikkünk második részében a klímavé-delmi szabályozásba nyújtunk betekintést: a párizsikl ímakonferencia előtti időszakban megjelenő ön-kéntes kibocsátáscsökkentési vál l a l ások áttekintéseután megvizsgál juk, hogy az Európai U nió által tett40%-os emissziókorlátozási célkitűzést a Bizottságmilyen jogszabálymódosításokkal kívánja elérni .

A nemzeti energiapiacok integrációján munkálkodóEurópai Bizottság kora tavasszal jelezte, hogy hama-rosan jogszabály mód osítási javaslatot készít a vi l la-mosenergia-piacok működési model l jének átalakítá-sára. Az Energia U nió létrehozataláról szóló februáriközleményében előrevetítette az EN TSO-E és azACER hatáskörének megerősítését, a szabályozotttarifák megszűntetését és a szabad árjelzéseken ala-pu l ó piaci m echanizm u sok fel szabad ítását. Egyú ttalvi lágossá tette a kapacitáspiacokkal szembeni el-lenérzéseit. 1

A piaci mod el l átalakítására vonatkozó részletesebbelképzeléseit id én jú niu sban az „ú j energiapiaci mo-d el lről” szóló közleményében ismertette.2 A javaslatfőbb elemeinek áttekintése előtt célszerű két dolgotelőrebocsátani az anyaggal kapcsolatban. Egyrészt ahivatkozott közleményben szereplő elnagyolt elkép-zelések túlságosan kiforratlanok ahhoz, hogy azokatkézzel fogható jogszabál y m ód osítási javasl atnak te-kintsük. M ásrészt ezen elképzelések lényegébensemmi újdonságot nem tartalmaznak a korábbi bi-zottsági ál lásfoglalásokhoz képest: sokkal inkább te-kinthetőek az eddigi piaci model l megerősítésének(és a korábbi javaslatok leporolásának), mintsem va-lamiféle új elképzelés felvázolásának.

Az új piaci model l szükségességét a megújuló rész-arány folyamatos növekedése, és az ebből fakadó,egyre nehezebben kezelhető rendszerirányításiproblémák indokol ják. Az időjárásfüggő, és ezértmeglehetősen kiszámíthatatlan szél- és PV kapacitá-sok ugyanis nehezen i l leszthetőek egy olyan rend-szerbe, melyben tradicionál isan a menetrendkövetőés csúcserőművek feladata volt, hogy a mindenkorivi l lamosenergia-termelést a passzív fogyasztási gör-béhez igazítsák. Annál is inkább, mert a növekvőmegújuló arány által erősen nyomott vi l lamosener-gia-árak és alacsony kihasználtság el lehetetleníti arugalmas kapacitások megtérülését és ezáltal gátol-ják a rugalmasságot biztosító erőművi kapacitásokkiépülését. A megújuló erőművi kapacitások bővülé-se mindeközben csak masszív ál lami támogatássallehetséges, mert a menetrendtartás és a vi l lamos-energia-piacokon történő értékesítés nehézségeimiatt piaci alapon nem biztosított a szükséges beru-házási aktivitás fenntartása.

A fenti problémákra két lehetséges választ ismerünk:az egyik az angolszász út, mely kapacitáspiacok fel-ál l ításával (vagy valamilyen más kapacitásmechaniz-mus életbe léptetésével) biztosítja, hogy mindigelegendő rugalmas erőművi kapacitás ál l jon rendel-kezésre az el látásbiztonság megőrzésére. A másiklehetséges válasz a piacok rugalmasságának továbbinövelése a napon belül i piacok szerepének növelé-sével , a nemzeti keretek között működő kiegyenlítőenergiapiacok összekapcsolásával , tompítatlan árjel -zések biztosításával és a keresletoldal i a lkalmazko-dás segítségével .

A Bizottság ez utóbbi utat választotta, melyet a fel-színes kommentátorok a vi l lamosenergia-piacok to-vábbi l iberal izálásával és a piactorzító szabályozóibeavatkozások visszaszorításával szoktak azonosíta-ni . Ez a minősítés azonban meglehetősen pontatlan,ahogy az a javaslat részletesebb bemutatásából vi lá -gosan kiderül : a piacok rugalmasságának megte-remtése nem lehetséges erőtel jes - és időnkéntpiactorzító - szabályozói intézkedések nélkül .

A z Európai Bizottság 2015. júliusában az energiapiacok szabályozásának módosítását célzó javaslat-csomagot tett közzé. A „nyári energiacsomag” kiterjed az emissziókereskedelmi rendszer működését

és az energiacímkék alkalmazását szabályozó jogszabályok módosítására, a fogyasztók védelmét és piacirészvételét segítő javaslatokra, és a villamosenergia-piac működési modelljének átalakítására. A követke-zőkben bemutatjuk a javaslatcsomag lényegesebb elemeit és röviden értékeljük azok várható hatásait.

1 A Framework Strategy for a Resilient Energy Union with Forward-Looking Climate Change Policy. COM(2015) 80 final. Brussels, 25.2.2015

2 Launching the public consultation process on a new energy market design. COM(2015) 340 final. Brussels, 15.7.2015

1 9

Műhelytanulmányok


A régi-új piaci model l az időjárás-függő megújuló ka-pacitások termelésének ingadozásából fakadó ne-hézségeket a határkeresztező vi l lamosenergiakeres-kedelem élénkítésével , a napon belül i piacok meg-erősítésével , a kiegyenlítő energiapiacok integrálásá-val és az azonnal i árjelzések által kiváltott keres-letoldal i a lkalmazkodással tervezi enyhíteni. A fentieszközök alkalmazásával elvi leg biztosítható a vi l la-mosenergia-rendszer egyensúlytartása és a megúju-ló erőművi kapacitások kiépítése is piaci alaprahelyeződhet, ezáltal indokolatlanná válnak a menet-rend tartó, i l l etve az al ap erőm ű vi kapacitások kiépí-tését ösztönző kapacitásmechanizmusok és ál lamitámogatások.

A fenti elképzelések elsősorban arra a feltételezésreépülnek, hogy ha az okos mérőkkel felszerelt és va-lós idejű árazásra épülő szerződéssel rendelkező fo-gyasztók on-l ine árjelzéseket kapnak a vi l lamosenergia pi l lanatnyi áráról , akkor fogyasztási szokása -ik változtatásával reagálnak azokra: alacsony meg-újuló termelés és magas fogyasztás esetén kialakulómagas árak mel lett csökkentik fogyasztásukat, ésezen hiányzó fogyasztást „áthelyezik” a tú lkínálatos,alacsony árakkal jel lemezhető órákra. A fogyasztóialkalmazkodáshoz azonban piaci árképzésre és akiskereskedelmi árak hatósági szabályozásának el-törlésére van szükség, ezért nevezik ezt az elképze-lést a tel jes l iberal izációra épülő model lnek.

A rendszer egyensúlyban tartásának második lénye-ges eleme a fogyasztói alkalmazkodás mel lett a ha-tárkeresztező kapacitások jelentős bővítése és ahatárokon átívelő vi l lamosenergia-áramlások növe-lése. Ez biztosítja, hogy az egyik régióban tapasztaltmegújuló túltermelés egy másik, aktuál isan alacsonymegújuló arányú régióba áramolhasson, mindkét ré-gióban csökkentve ezzel a rend szerirányítói beavat-kozás szükségességét.

A model l harmadik pi l lére a valós idejű kereskedel-met lehetővé tevő l ikvid napon belül i piacok kialaku-lása, ahol csökken a megújuló termelők menetrend-adási hátránya, és az itt kialakuló valós idejű árakraa megújuló termelők is képesek termelésük fenntar-tásával (esetleg növelésével) vagy csökkentésével re-agálni , tovább növelve ezzel a rendszer stabi l itását.A kínálati rugalmasságot növelő napon belül i piacokkialakításával párhuzamosan a kiegyenlítő piacok in-tegrációja és a regionál is rend szerirányítási stru ktú-rák kiépítése is lényeges eleme a Bizottsági elképze-lésnek. A nemzeti határokon túlnyúló (regionál is) ki-egyenlítő piacok a meglévő tartalékkapacitásokoptimál isabb kihasználását teszik lehetővé, a rend-szerirányítás regionál is szintre emelése (az EN TSOjogkörének bővítésével és szervezeti megerősítésé-vel) pedig segítik a kapcsolódó feladatok hatéko-nyabb el látását.

A fenti pi l lérekre épülő model l szorgalmazásávalpárhuzamosan a Bizottság mereven el lenzi a kapaci-táspiacok alkalmazását. J ogszabályi szinten ugyannem utasíthatja el az el látásbiztonsági elemzésekkelalátámasztott tagál lami kapacitáspiaci döntéseket,amennyiben azok nem okoznak indokolatlan ver-senytorzítást; különösen azt követően, hogy a britkapacitáspiacot maga a versenyfelügyeleti főigazga-tóság (DG Competition) is jóváhagyta. A Bizottságazonban két oldalról is szorongatja a kapacitáspia-cokat bevezetni szándékozó tagál lamokat: egyrésztszektorál is vizsgálatot indított a kapacitásmechaniz-musokat működtető országokban kidolgozott vagyal kal m azott rend szerek értékel ésére, m ásrészt erő-sen szorgalmazza egy egységes u niós el látásbizton-sági értékelési módszertan alkalmazását.

A kapacitáspiacokat és a piactorzító ál lami támoga-tásokat háttérbe szorító model l ugyanakkor számosolyan szabályozói beavatkozást igényel , amit piacl i-beral izációnak nevezni erős csúsztatás lenne. Azegyik i lyen elem a határkeresztező kapacitások bőví-tése: a jelenlegi szabályozás szerint a TSO-k a piaciszereplők által igényelt relációban és volumenbenkötelesek ezen fej lesztések végrehajtására. Ezen túl -menően a Bizottságnak rendkívül korlátozottak azeszközei arra, hogy további fej lesztéseket kénysze-rítsen ki és finanszíroztasson meg a tagál lamok vi l la -mosenergia-fogyasztóival . A másik intervencióigé-nyes terület a l ikvid napon belül i piacok létrehozata-la: miközben a tagál lamok többségében már a más-napi piacok kialakítása is jelentős szabályozóinyomásra (többnyire a TSO finanszírozásában) tör-tént csak meg, mit várhatunk az ennél is korlátozot-tabb megtérüléssel kecsegtető napon belül i piacoktekintetében?

N em kérdés, hogy a szabályozói nyomásra létreho-zott kapacitásmechanizmusok a hagyományos erő-művek számára pótlólagos bevétel i forrást eredmé-nyeznek, ezért alkalmazásuk ál lami támogatásnakminősül . Ebben az értelemben ezek pontosanugyanolyan mesterséges, a szabályozó által erősenorientált árazású piacok, mint a szennyezési jogokpiaca. A Bizottság mégis elutasítja őket / létrehozá-sukat, elsősorban a hagyományos (fosszi l is és nuk-leáris) erőművek kedvezményezése és a heterogéntagál lami alkalmazásokból fakadó piactorzítás ve-szélye miatt.

Egy megfelelően működő CO2 piac esetében azon-ban nem indokolt a fosszi l is erőművi termelésselkapcsolatos aggodalom, hisz a dekarbonizációs céloka kvóta mennyiségének meghatározásával au toma-tikusan tel jesülnek. Emel lett nem egészen sportsze-rű a tagál lamok rendelkezésére ál ló, az el látásbiz-tonságot garantáló / segítő eszköztár csorbítása. Azel látás biztonságának megteremtése ugyanis tagál-

20

Műhelytanulmányok


lami felelősség, így a számon kérhető nemzeti kor-mányok joggal táplálhatnak el lenérzéseket a Bizott-ság azon törekvésével szemben, hogy ezen alapvetőenergiapol itikai cél elérését tagál lami kontrol lon kí-vül i uniós eszközökkel biztosítsák.

A Bizottság által vizionált model l legbizonytalanabbeleme a keresletoldal i a lkalmazkodás. M iközben aközlemények a fogyasztókkal kötött új megál lapo-dásról , a fogyasztók megerősítéséről , és a fogyasz-tók vi l lamosenergia-piaci szerepvál la lásáról szólnak,erősen kétséges, hogy a fogyasztók készek és képe-sek-e ezen szerep felvál la lására. Amennyiben a ke-resletoldal i a lkalmazkodás, a hálózatfej lesztés és apiaci infrastruktúra kiépítése elmarad a várakozá-soktól , miközben a rugalmasságot biztosító erőművikapacitások kiépítése sem történik meg, az EurópaiU niónak súlyos árat kel l fizetnie a tévedésért.

A megújuló energia támogatási pol itikák hatására azelmúlt években a vi lág számos országában erőtel jesnövekedésnek indult a kis, gyakran háztartási mére-tű erőművekből származó ún. elosztott (decentral i-zált) vi l lamosenergia-termelés. Ennek nagy szeletét -többek között hazánkban is - a közép- és kisfeszült-ségű elosztóhálózatokhoz kapcsolódó napelemesberendezések (PV) adják. 3 A folyamatot kísérő tech-nológiai árcsökkenés következtében a PV termelésfaj lagos költsége egyre több országban éri el az ún.hálózati paritás szintjét (grid parity), ami azt jelenti ,hogy a beruházási költségeket is figyelembe vevő,egy kWh-ra eső faj lagos áramtermelési költség a há-lózatról vásárolt vi l lamos energia ára alá esik. 4 Eb-ben az esetben érdemesebb saját kiserőműbőlszármazó áramot fogyasztani a hálózatról való véte-lezés helyett, feltéve, hogy a támogatási rendszer isa saját célú termelést ösztönzi oly módon, hogy ahálózatra betáplált vi l lamos energiáért a kiskereske-delmi ár forgalomarányos részénél alacsonyabbkompenzáció jár. A fix hálózati költségek megfizeté-se alól ugyanis a kiserőművel rendelkező fogyasztóksem mentesülnek, így a saját előál l ítás révén megta-karított költség az energiadíj és a forgalomarányosrendszerhasználati díjak összegéből adódik. Az Euró-pai Bizottság nyári energiaügyi csomagjának mel lék-leteként a tagországok tapasztalatai alapján ajánlá-sokat fogalmazott meg az un. legjobb gyakorlat (bestpractice) bemutatásával a saját fogyasztást (self con-sumption) érintő három kérdést i l letően:

1 ) a fogyasztók aktív árampiaci részvételé-nek előmozdítása,2) a hálózati költségekhez történő hozzájá-rulás, valamint3) a saját célra felhasznált és a hálózatrabetáplált vi l lamos energia kompenzálása. 5

Az ajánlások szerint a fogyasztók aktív árampiacirészvétele az engedélyezési el járások egyszerűsíté-sével és a rászoruló rétegek beruházási forráshozjuttatásával mozdítható előre. A kiserőművekkel vi l -lamos energiát termelő fogyasztók (prosumerek) fo-gyasztói rugalmasságának növelése pedig azonnal iárjelzésekkel és helyi tároló-rendszerek kiépítésénektámogatásával valósítható meg. Az okos mérők, okoshálózatok nyújtotta lehetőségek kihasználása a fo-gyasztók keresletoldal i rugalmasságának növelésemel lett a kiserőművek rendszer-integrációját is elő-segíti .

A második kérdés aktual itását az adja, hogy a na-gyobb PV penetrációval rendelkező országokbanegyre nagyobb problémát okoz a saját termelésű vi l -lamos energia arányának növekedése következtébenkieső rend szerhasznál ati d íjbevétel . A forgal om ará-nyos hálózati díjak megfizetésének kötelezettségealól i mentesség mel letti érv, hogy a helyben előál l í-tott és elfogyasztott áram nem érinti a hálózatot, abetáplált energiamennyiség után pedig a nagyerő-művek sem kötelesek hálózathasználati díjat fizetni .A mentesítés el len szól viszont, hogy a hálózati tár-saságok bevétele a napelemes termelés felfutásávalpárhuzamosan csökken (főként, ha a fix díjelemekaránya alacsony), miközben a napelemmel sűrűbbenel látott transzformátor körzetekben pótlólagos be-ruházásokra lehet szükség a PV-k hálózati integráci-ója érdekében. M indeközben a kiesett bevételeket –az árszabályozási periódusnak megfelelő időbel i ké-séssel – nagyrészt azoknak a fogyasztóknak kel lmegfizetniük, akik nem rendelkeznek napelemmel,és akik valószínűleg a kevésbé tehetős társadalmirétegek képviselői . A probléma kezelésére a közel-múltban több tagál lam hozott olyan intézkedéseket,melyek révén a PV termelők fokozottabban hozzájá-rulnak a hálózati költségekhez. Belgium flamand ré-giójában és Olaszországban pl . kapacitásalapúhálózati díjat vezettek be egyes méretkategóriákra,Portugál iában pedig előre meghatározott képletalapján, a PV kapacitás összes kapacitáshoz viszo-nyított 3%-os arányának elérése pi l lanatában vezetikbe a fizetési kötel ezettséget.6 A d oku m entu m ol yantarifastruktúra kialakítását javasol ja, ami egyaránt

3 2014 végén a 69 MW-nyi háztartási méretű kiserőmű kapacitás 99,8 százaléka napelemes rendszerekből származott. Forrás: MEKH (2015) Nem engedélyköteles

kiserőművek adatai 2008-2014.

4 http://www. leonardo-energy.org/sites/leonardo-energy/files/documents-and-links/pv_grid_parity_monitor_-_residential_sector_-_issue_3.pdf

5 Best practices on Renewable Energy Self-consumption, SWD(2015) 141 final, 15.7.2015

6 Best practices on Renewable Energy Self-consumption, SWD(2015) 141 final, 15.7.2015, 8. o.

21

Műhelytanulmányok


hozzájárul mind a megújuló energia, mind az ener-giahatékonysági célok tel jesüléséhez. Ez nemkönnyű feladat, hiszen a PV rendszerek méltányo-sabb hálózati hozzájárulását a fix díjelem, az ener-giahatékonysági intézked éseket viszont a forgalom-arányos díjelem magasabb aránya ösztönzi . ABizottság olyan, a hálózati hatások függvényébenmegál lapított hozzájárulást tart elfogadhatónak,amely figyelembe veszi a decentral izált termelés po-zitív és negatív hálózati hatásait is. A kiserőművekműködése alacsonyabb penetrációs szint eseténugyanis kedvezően hat az elosztórendszerre, mivelcsökkenti a vezetékek terhelését és a hálózati vesz-teséget. A nagyobb arányú, helyi leg koncentrált PVtelepítés viszont műszaki korlátokba ütközhet, szük-ségessé válhat a hálózat megerősítése, egyes háló-zati elemek, berendezések cseréje. 7 A technológiaikihívások és a hálózati társaságokat terhelő többlet-költségek mérsékelhetők a termelt vi l lamos energiaminél nagyobb arányú helyi – főként csú csid őszaki -felhasználásával , mivel a hálózatok méretezése ma-ximál is rendszerterhelés alapján történik.

A dokumentum végül a kiserőművek telepítéséhezma még elengedhetetlenül szükséges támogatásimechanizmusokkal kapcsolatban fogalmaz megajánlásokat. J elenleg kétféle megközelítés létezik akiserőműi szegmens támogatására a tagországok-ban, melyek a PV rendszerárak csökkenésével pár-huzamosan folyamatos átalakításokon esnek át.Kötelező átvétel i tarifa (FI T) rendszert alkalmaz pl .N émetország és az Egyesült Királyság, de Romániá-ban is hamarosan ez váltja fel a zöldbizonyítványrendszert az 500 kW alatti méretkategóriában. A há-lózatra betáplált energiáért nyújtott tarifa mel lettkezdetben prémium jár a saját fogyasztású áramter-melés után is, hogy a PV rendszert üzemeltetőket fő-ként saját célú termelésre ösztönözzék. A hálózatiparitás elérésével a prémium kivezethető, miközbena FI T értékét is fokozatosan a kiskereskedelmi ár alálehet csökkenteni. A másik, széles körben elterjedttámogatási forma a szaldóelszámolás (net metering),melynek keretében az azonnal i fogyasztáson felül i ,hálózatra betáplált vi l lamos energia egy adott idő-szakon (pl . egy éven vagy egy hónapon) belül fel-használható, és az időszaki betáplálás és vételezésszaldója alapján történik a rendszerhasználat díjfize-tési kötelezettség megál lapítása. Ez a támogatásiforma a fogyasztók szempontjából kedvező,könnyen érthető rendszer, széleskörű alkalmazásaesetén azonban problémák merülhetnek fel . A fentemlített rendszerhasználati díj kiesés pl . éves szaldó-sítás esetén igen nagymértékű lehet, főként, ha anapelem méretezése következtében szinte nul la a

nettó hálózatról vételezés, miközben a hálózatotgyakorlati lag tárolásra veszik igénybe a PV-t üzemel-tetők. A közelmúltban emiatt kényszerült szaldó-rendszerének átalakítására többek között Dánia,H ol landia és Belgium, sőt a szaldósításban élen járóU SA több tagál lama is. Emel lett a betáplálás és a fel -használás időpontjában eltérő lehet a vi l lamos ener-gia értéke, ami az átvételre kötelezettek számárajelentős többletköltséget okozhat. Ez utóbbi problé-mára jelent megoldást az olasz „net bi l l ing” rendszer,melynek keretében nem az energia mennyiségét,hanem annak mindenkori aktuál is el lenértékét tart-ják nyi lván a felhasználók számláján a szaldósításidőszakán belül . Ezt kreditként fel lehet használni akésőbbi fogyasztásra, vagy akár át is ruházható.

A Bizottság tehát a hálózatra táplált vi l lamos energi-át piaci értéken kompenzáló, saját fogyasztást ösz-tönző rendszereket tartja legmegfelelőbbnek, me-lyek a dokumentum szerint kereskedelmi és iparifogyasztók számára bizonyos országokban már je-lenleg is megfontolandó alternatívát jelentenek, mi-vel a vélhetőleg kisebb faj lagos beruházási költség-gel kiépített, nagyobb méretű PV rendszerek magassaját fogyasztási arányt képesek elérni . A sok kis ter-melő közvetlen piaci részvétele jelentős mértékűtranzakciós költséggel járhat, amit piaci aggretágo-rok segítségével lehetne áthidalni . Fontos feladat akiserőművek piaci áralakulásának és vi l lamos ener-gia rendszerre gyakorolt hatásának folyamatos kö-vetése a költséghatékonyság biztosítása és a túlzotttámogatás elkerülése érdekében. A szaldósítás al-kalmazását a Bizottság a technológia elterjedésénekkezdeti időszakára l imitálná, transzparens és (előretervezett) rendszeres felülvizsgálat mel lett, a vissza-menőleges változtatások elkerülésével . Kívánatosnakítél i emel lett a kistermelők piaci alkalmazkodásra„szoktatását”, a hálózatra táplált vi l lamos energianagykereskedelmi árat közelítő értéken való átvéte-lével .

A hazánkban alkalmazott szaldórendszer a doku-mentumban említett negatívumok mel lett a keresletold al i válaszad ás elterjed ését sem segíti , mivel nemaz azonnal i , hanem a szaldósítási időszakon belül isaját felhasználást ösztönzi , és a hálózati „tárolás”lehetősége miatt nem érdeke az üzemeltetőknekhelyi energiatárolásban gondolkodni. Probléma ezenkívü l , hogy a szald ósítás – bú jtatott formában, a PV-vel nem rendelkező felhasználók terhére – olyan tá-mogatást nyújt, amely nincs időben lehatárolva, éssem méret, sem felhasználói kategória szerint nemdifferenciál a kedvezményezettek között. A jelenlegiösztönzési mechanizmus ezen kívül a kezdeti beru-

7 Az elosztókat érintő technológiai kihívásokkal kapcsolatban ld. pl. Horváth Dániel (2013) Decentralizált villamosenergia-termelés az elosztó szemszögéből,

Elektrotechnika, 2013/12, 16-18.

22

Műhelytanulmányok


házási támogatások összegét sem veszi figyelembe,ami bizonyos esetekben jelentős túltámogatást e-redményez. M indemel lett kérdés, hogy vajon jó al-ternatíva–e a szaldósítás FI T rendszerré történő áta-lakítása. A M agyar Energetikai és Közmű-szabályo-zási H ivatal megbízásából a REKK által elkészített ta-nulmányból kiderül , hogy a szaldósítás jelenlegi for-májának bevezetése valószínűleg korai volt, mivelönmagában nem jelent megfelelő szintű támogatást,és igen hosszú megtérülési időt biztosít a legtöbbháztartási és kisvál la lati szereplő számára. Az iparágtapasztalatai alapján az elmúlt években inkább a be-ruházási támogatások, mintsem a szaldósításból e-redő haszon ösztönözte a PV rendszerek telepíté-sét8. A napelemek hozzájáru lása a tel jes bru ttó vég-felhasználáshoz 201 4-ben kb. 0,2%-os volt (a pl . N é-metországban, Olaszországban, és Görögországbanelért 5-6% feletti értékekkel szemben), ami azt jelzi ,hogy M agyarországon még inkább a beruházásokfelfutási szakaszában vagyunk. A REKK által végzettszámítások eredményei arra mutatnak rá, hogy atel jes finanszírozási és a várható adminisztratív költ-ségek figyelembe vételével érdemesebb lehet a2020-ig tartó időszakban egy módosított formábanműködtetett szaldóelszámolást alkalmazni , mely atámogatási időszak megfelelő időbel i lehatároltságá -val differenciálna a különböző méretű rendszerekközött, és figyelembe venné a beruházási támogatá-sok összegét is. Egy fix jel legű hálózati költségelemfokozatos bevezetése is indokolt lenne a hálózat-fenntartási és fej lesztési költségekhez történő hoz-zájárulás érdekében, a technológiai költségek csök-kenési ütemének függvényében, hogy a beruházóikedv ne csökkenjen. A támogatási időszak fokozatosrövidítésével a támogatás folyamatos kivezetése ismegvalósítható lenne. A keresletoldal i válaszadásösztönzésére pedig szükség esetén alkalmas lehet ajelenlegi szabályozás olaszországihoz hasonló netbi l l ing rendszerré alakítása is.

A 201 5 végén esedékes párizsi kl íma konferenciaelőkészü leteinek egyik legkézzelfoghatóbb ered mé-nye az egyes országok klímavédelem érdekében tett-nemzeti- kibocsátáscsökkentési vál la lásait tartalma -zó, február óta folyamatosan bővülő ún. I N DC9 l ista.

A tavaszi első vál la lások (Svájc, EU , N orvégia) utáncikkünk megírásakor már összesen 25 ország és azEurópai U nió tett nemzeti/U niós szintű vál la lásokata klímaváltozás megfékezésére. Többek között azU SA, Kína, Oroszország és Ausztrál ia is szerepel al istán.

A vál la lások összehasonlítása nem könnyű feladat,ugyanis az előzetesen elfogadott módszertan 1 0 alap-ján az országoknak lehetőségük van különböző mó-dokon kitűzni cél ja ikat. A vál la lás lehet százalékoskibocsátás- vagy CO2 intenzitáscsökkentés egy bá-zisévhez, vagy egy jövőbeni referenciaértékhez ké-pest (továbbiakban Business As U sual , BAUszcenárió), vagy fix kibocsátási szint elérése adottidőszak végére. Ezen túlmenően a vál la lás vonatkoz-hat a tel jes gazdaságra, vagy annak egyes szektorai-ra, korlátozódhat széndioxidra, vagy kiterjedhetminden üvegházhatású gázra. Az esetek többségé-ben a célok 2030-ra vonatkoznak, vannak azonban,akik 2025-re, vagy 2050-re tettek vál la lásokat. Szin-tén különbség van a választott bázisévek között: ál-talában 1 990 vagy 2005 a viszonyítási alap, akadazonban, ahol a ki indulási év 201 0 vagy 201 3.

A fej lődő országok nagy része a BAU szcenárióhozképesti csökkentést választotta, ami sok esetben ab-szolút értékben vett növekedést jelent, ugyanakkorígy is komolyhozzájárulás lehet a klímavédelemszempontjából . A vál la lások meghatározására vo-natkozó mód szertan felhívta a figyelmet a klímavál-

8 A háztartási méretű kiserőművek elterjedésének gazdasági hatásai és javaslatok a szabályozás átalakítására, REKK tanulmány a MEKH megbízásából, 2015 június.

Az elemzés 1 GWbeépített PV kapacitást feltételezett 2020-ra.

9 intended nationally determined contributions – vagyis azok a nemzeti szintű vállalások, melyeket az egyes országok a klímavédelem érdekében tesznek

10 http://unfccc. int/resource/docs/2014/cop20/eng/10a01 .pdf#page=2

11 IEA: World Energy Outlook, 2014,

IEA WEO 2014* - CAAGR (%)INDC

Current policies New policies 450

USA 0,2 -0,7 -3,4 26-28%-os CO2 kibocsátáscsökkentés 2005-höz képest 2025-ig

Kína 1,6 0,7 -2,9

Az éves CO2 kibocsátás 2030-ra éri el a maximumát; energiatermelés 20%-a alacsony széntartalmú forrásokból 2030-ra; GDP egységenkénti kibocsátás 60-65%-kal való csökkentése a 2005-ös szinthez képest 2030-ra

EU -0,5 -1,4 -3,2 40%-os CO2 kibocsátás csökkentés 2030-ra 1990-hez képest

Oroszország 0,6 0,2 -1,6 25-30%-os CO2 kibocsátás-csökkentés 2030-ra 1990-hez képest

5. táblázat Az IEA 201 4-es emisszió-csökkentési forgatókönyvei és a mostani kibocsátás-csökkentési vállalások

* csak a fosszilis tüzelőanyag égetésből származó kibocsátásra vonatkozik

forrás: IEA, UNFCCC, http://www.theroadthroughparis.org

23

Műhelytanulmányok


tozáshoz való alkalmazkodás fontosságára is, ennekmegfelelően az I N DC mel lékleteként több ország iselkészítette adaptációs stratégiáját.

N égy kiemelkedően fontos szereplő esetén megvizs-gáltuk a jövőbel i kibocsátásra vonatkozó korábbielőrejelzéseket. Az I nternational Energy Agency (I EA)201 4-es World Energy Outlook 1 1 című kiadványábanszereplő forgatókönyvekben éves átlagos CO2 kibo-csátáscsökkentési ráták szerepelnek, a 201 2-2040-igtartó időszakra vonatkozóan. Ezek közvetlenül nemösszehasonlíthatóak a vál la lásokkal , az azonban jóllátható, hogy mind Kína, mind Oroszország eseténcsak a legszigorúbb forgatókönyv jelent abszolút ér-tékben vett csökkentést, míg az EU már a jelenlegiintézkedésekkel is tényleges csökkentést valósítmeg.

Az I EA által vizsgált három szcenárió:

� Currenct Pol icies: a 201 4 közepéig elfoga-dott intézkedések alapján várható éves ki-bocsátás-csökkenés

� N ew Pol icies: a fentieken túl figyelembe ve-szik azokat az intézkedéseket is, amik mégcsak javaslat formájában fogalmazódtakmeg, azonban későbbi megvalósításuk va-lószínűsíthető

� 450: ez a forgatókönyv olyan intézkedésekegyüttesét feltételezi , melyek segítségével50%-os valószínűséggel elérhető, hogyhosszú távon, globál isan az átlaghőmér-séklet ne növekedjen 2°C-nál nagyobbmértékben az iparosodást megelőző idő-szakhoz képest

A Cl im ate Analytics, PI K, Ecofys és N ew Cl im ate I nsi-tu te által közösen készített tanu lmányok1 2 alapján aG7 országok és az EU vál la lásait együttesen vizsgál-va I N DC-jeik nagyjából a 2 °C-os emelkedéshez szük-séges kibocsátás-csökkentés1 3 20%-át irányozzák elő2025-re, míg 30%-át 2030-ra. Tekintve, hogy ezen or-szágok együ ttesen a vi lág kibocsátásának nagyjából30%-áért felelősek, vál la lásaik komoly hatással bír-nak a tel jes kibocsátásra. A tanulmány felhívja rá afigyelmet, hogy a megfelelő szintű kibocsátás-csök-kentés eléréséhez ambíciózusabb célokra lenneszükség.

Bár számszerű összehasonlítást nem ál l módunkbantenni, elmondható, hogy mind az Egyesült Ál lamok,mind Kína, mind az Európai U nió közepesen ambici-ózu snak tekinthető vál l a l ásokat fogal m azott m eg. A

Cl imatenexus számításai alapján 1 4 a kínai CO 2 inten-zitásra vonatkozó vál la lás nagyjából az I EA N ew Pol i-cies forgatókönyvének csökkentési értékeivel ekvi-valens. Barack Obama 2030-ig az erőművek esetén

32%-os kibocsátás-csökkentés el őírását hel yezte ki-látásba 1 5, ami Amerika komoly elköteleződését je-lentené a klímavédelem iránt. Amerika a most ér-vényben lévő szabályozás alapján az 1 990-es kibo-csátási szinthez képest növelné kibocsátását a kö-vetkező években, ugyanakkor az Obama által elő-irányzott Cl imate Action Plan tel jes megvalósításamár az 1 990-es szinthez képest 1 0%-os csökkentéstjelentene 2025-re, ami az I N DC-ben kitűzött 1 4-1 7%-hoz már jóval közelebb ál l . Az EU jelenlegi szabályo-zása az 1 990-es kibocsátási szinthez képesti nagyjá-ból 23-35%-os csökkentésnek feleltethető meg, így akitűzött 40%-hoz további intézkedésekre lesz szük-ség. Ezzel szemben az Oroszország által tett vál la lá-sok nem tekinthetőek a tehermegosztás szempont-jából „fair”-nek (a fenti tanulmányok ál l ítása szerint.)

A tanulmányok kalkulációja alapján a fenti vál la lások2025-re és 2030-ra 53-57 i l letve 55-59 GtCO2 kibo-csátást jelentenek, a kitűzött célhoz azonban továb-bi 1 2-1 5 i l letve 1 7-21 GtCO2 kibocsátás-csökkentésrelenne szü kség. A globál is kibocsátás szem pontjábólsem elhanyagolható országok közül még nem tettvál la lást többek között I nd ia, Brazíl ia , Szau d -Arábia,Dél-Afrika, Törökország és U krajna sem. M indentösszevetve ki jelenthetjük, hogy a nyár végéig tettösszes vál la lást nézve távol vagyu nk még a kitű zött,az átlaghőmérséklet növekedésének 2 °C alatt tartá-sához szükséges kibocsátás-csökkentéstől .

Az Európai Bizottság júl iusi energiaügyi csomagjánakrésze az uniós kibocsátás-kereskedelmi rendszer(Emission Trading Scheme - ETS) szabályozásárólszóló direktíva (EC 2003/87) megváltoztatásra vonat-kozó javaslat is (COM 201 5/337). A javaslatot a 201 4.októberi , az Európa Tanács által elfogadott 2030-igtartó időszakra vonatkozó éghaj lat- és energiapol iti -kai megál lapodás készítette elő. A javaslat egyikeannak a kvótakereskedelem megreformálására irá-

nyu ló szabályozási mu nkának, amelynek fontosabbmérföldkövei a blackloading (kvóták áthelyezése az

ETS későbbi id őszakára) életre hívása, i l letve a Piac-stabi l itási Tartalék (M SR) létrehozása voltak. M indkéteszköz arra irányul , hogy az emissziókereskedelemkarbonárát a jövőben kiszámíthatóbbá tegye, i l letveegy, a jelenleginél magasabb árszintre ál l ítsa be.

12 http://climateactiontracker.org/assets/publications/briefing_papers/CAT_EmissionsGap_Briefing_Sep2015.pdf

http://climateanalytics.org/files/cat_g7_gap_briefing_june2015.pdf

13 azon tehermegosztási javaslatokat alapul véve, amelyek ezen országok „fair” hozzájárulását irányozzák elő

14 http://www.theroadthroughparis.org/resources/china-announces-climate-offer-ahead-paris-talks

15 New York Times through energiainfo

24

Műhelytanulmányok


Az új, 201 5 júl iusában publ ikált javaslat több klíma-pol itikai elvárásnak kíván megfelelni . A Bizottság ajavaslattal egyrészt a 2030-as 40%-os Ü H G célkitűzéselérésének főbb jogi kereteit kívánja lefektetni . N emvéletlenü l ru kkolt elő a javaslattal most nyáron a Bi-

zottság, hiszen ezzel az év végi párizsi globál is kl íma-pol itikai megál lapodás tető alá hozásához tud egypozitív, elkötelezettebb eu rópai vál la lást felmu tatni .M ásrészt a jelenlegi kibocsátás-kereskedelmi rend-szert olyan irányba kívánja a javaslat elmozdítani ,hogy az a 2021 -től 2030-ig tartó negyedik kereske-delmi periódusban egy kiszámíthatóbb, hatéko-nyabb és lehetőleg magasabb árzónában mozgókarbonár pályát eredményezzen. H armadrészt átlát-hatóbb, hatékonyabb alapokra kívánja a javaslat he-lyezni az ipari szektornak juttatott ingyenes kibocsá-tási egységeket. A Bizottság negyedik célterülete pe-dig a technológiai innováció erőtel jesebb fej lődésé-nek elősegítése volt.

J elen rövid áttekintés az előbb említett négy terü let-re vonatkozó javaslatokat foglal ja össze, kitérve aszabályozás új és megmaradó elemeire, valamint ahazánk szempontjából jelentősebb külön rendelke-zésekre, melyek az alacsonyabb jövedelmű tagál la-mokra vonatkoznak.

A 40%-os Ü H G csökkentési célkitűzés elérésének leg-főbb eszköze az éves kvótakínálat-csökkentési ütemnövelése. M íg 2020-ig évente 1 ,74%-kal csökkent aforgalomba helyezett kibocsátási egységek száma,addig ez 2021 -től kezdődően gyorsabb ütemben,2,2%-kal csökken majd. Ez biztosítja, hogy az ETSszektorok 2030-ra 43 %-os csökkenéssel (míg a nem-ETS szektorok 37%-os csökkenéssel) járul janak hoz-zá a vál la lt Ü H G kibocsátáscsökkentéshez. Továbbifontos szabály, hogy a kiosztott mennyiségnek leg-alább 57%-át aukción kel l kiosztani , azaz a javaslatmegtartotta a jelenlegi szabályozás aukciós hánya-dát. Az így kapott bevétel lel a kormányok viszonylagszabadon gazdálkodhatnak: a megújuló energiák el-terjesztését, az alacsony széndioxid-kibocsátást elő-segítő szociálpol itikai intézkedéseket vagy nemzet-közi vál la lásokat is finanszírozhatnak belőle.

Egy további fontos elem, hogy az aukciós bevételek2 %-a egy ún. M odernizációs Alapba kerül , amelybőla tíz új kelet-európai tagál lam részesül , akik ennyiveltöbb kibocsátási egységet oszthatnak ki vál la lataik-nak. Az ú j tagál l am ok extra részesed éséből 7,2% ju tM agyarországnak, és csak Lengyelország (43,4%)Csehország (1 5,6%) és Románia (1 2%) előz meg ben-nünket ezen a támogatási l istán.

A második ’pi l lér’ a kiszámíthatóbb karbonár pályakialakítását célozza, s a javaslat több intézkedése is

id e sorol ható. Az ETS negyed ik fázisában l étrejönneegy új belépőknek szánt tartalék, melyet több forrás-ból töltenének fel . 250 mil l ió kibocsátási egységet a

fel nem használt Piacstabi l itási Tartalékból (M arketStabi l ity Reserve - M SR) juttatnának az új belépőkalapjába, i l letve további 1 45 mil l ió, a harmadik fázis-ban eddig nem al lokált kvótát is ide csoportosítaná-nak át. Az új belépőknek szánt tartalékból nemcsakúj kapacitások részesülhetnének, hanem termelés-bővítés esetén is elérhető lenne az alap. Ezen átcso-portosításokkal és a kibocsátási egységek számánakgyorsabb csökkentésével a javaslat hatástanulmányaszerint (a jelenlegi 7-8 eurós árral szemben) 25€/tCO2 átlagos karbonár biztosítható a negyedik pe-riódusra.

A javaslat harmadik területe az ipari szektoroknakingyenesen kiosztható kvótamennyiség átláthatóbbszabályozása. Az ingyenes kiosztást a javaslat azonipari szektorokra kívánja leszűkíteni , ahol a legna-gyobb a termelés Európából történő kitelepítésénekkockázata (carbon leakage). Az eddigi szabályozásegy korrekciós tényezőt alkalmazott, mel lyel csök-kentették a túlzott ingyenes kvótakiosztásra vonat-kozó igényt, a vál lalatoknak kiosztandó kvóták nagy-ságát. M ivel ez a rendszer nem volt elég kiszámítha-tó a résztvevők számára, a javaslat kitér e módszerátalakítására is. J elenleg 1 77 ipari szektor 1 00 % in-gyenes kiosztásban részesül , mivel esetükben ma-gasnak ítélték a termelés áthelyezésének kockázatát(magas energiafelhasználásu k és az exportverseny-nek való kitettségük alapján). A javasolt szabályozás50 szektorra kívánja szűkíteni a kedvezményezettikört, míg a kimaradók csupán kibocsátásuk 30%-áiglennének ingyenes kvótára jogosultak. A szektorokaz adott szektornak al lokálható kvótamennyiségetmeghatározó (kibocsátási) referenciaértékeit eddig a2007-2008-as adatok alapján határozták meg, a ne-

gyedik periódusban 5 évenként felülvizsgálnák a re-ferenciaértékeket, így jobban követhetőek lennéneka kü lönböző szektorok piaci trend jei . Az ú j belépők-re vonatkozóan itt is elkülönítenek egy meghatáro-zott kvótarészt, melyet új kapacitások létrehozatalá-ra, vagy termelésbővítésre vehetnek igénybe a piaciszereplők.

A direktíva-módosítási javaslatban megjelenő ne-gyedik új terület az I nnovációs Alap létrehozása. Azalapot 400 mil l ió kibocsátási egységgel töltenék fel anegyedik periódusban, amit a harmadik periódus-ban képződött Piacstabi l itási Tartalékból átemelt 50mil l ió kvóta egészítene ki. Így az alap 1 0 mil l iárd eu-ró fölött diszponálhat a negyedik periódusban, habeigazolódik a 25 eurós karbonár előrejelzés. Az alapa széndioxid-leválasztás és –tárolás mel lett a meg-újuló energiához kapcsolódó innovációhoz, i l letve azenergia-intenzív iparágakhoz kapcsolódó fej leszté-sekhez nyújthat támogatást. Az alap létrehozásábannagy szerepe volt a jelenlegi N ER 300 támogatásiprogram eredményeinek, melyet az új alap egy bőví-tett fej lesztési körben és biztosabb finanszírozásibázissal kíván folytatni .

25

Műhelytanulmányok


Fontos még megemlíteni , hogy a javaslat sok nemze-ti hatáskörbe eső területet hagyott érintetlenül . Atagál lamok továbbra is maguk döntik el , hogy kom-penzál ják-e a magas vi l lamos-energia-költséggelérintett iparágaikat, i l letve maguk dönthetnek a kvó-ták aukciójából származó bevételek felhasználásáról ,

mivel a javaslat csak nagyon puhán határozza meg afelhasználási területeket. M aguk döntenek az EUtagál lamok arról is, hogy kívánják-e kisvál la lati kibo-csátóikat továbbra is felmenteni az ETS kötelezettsé-gek alól , amennyiben azok az ETS-hez hasonlómértékű kibocsátáscsökkentést vál la lnak. Az alacso-nyabb jövedelmű tagországok kedvezményei jórésztmegmaradtak: az eladott kvótákból befolyó bevétel1 0%-át gazdasági növekedésük támogatására, i l letveenergiainfrastruktúrájuk fej lesztésére kapják meg. A

vi l lamosenergia-szektor szolgáltatói számára pedigtovábbra is kérhetünk ingyenes kvótaal lokációt,amennyiben a vál lalatok elkötelezik magukat a szek-tor modernizációjára.

Összességében a javaslat kompromisszumosnak te-kinthető, amely hűen tükrözi a Bizottság helyzetét:ahhoz hogy el fogad ják a javasl atot, több tagország-nak is engedményt kel lett tenni. A kvóták csökkenté-sekor a korábban már meglebegtetett százalékoscsökkentést vál la lta be a Bizottság, és az ingyeneskiosztás esetében is erőtel jesebb lépéseket hozott ajavaslat. Az I nnovációs alapban elkü lönítend ő jelen-tős összegek ára az, hogy a tagországi jogosítványo-kat lényegében nem csorbítja a javaslat és az újtagál lamok kedvezményeit is érintetlenül hagyta.

M egújult arculattal , változatlanul gazdag tartalommal várjuk az érdeklődőket honlapunkon. A rekk.eu honlap

tartalma továbbra is elérhető a www.rekk.hu oldalon.

26 REKK Jelentés az Energiapiacokról 2015/3

� Tökéletes versenypiaci körülmények� A model l közel 5000 erőművi blokk határ-

költségének a kiszámolásával határozzameg a 36 ország merit orderjét

� 1 2 különböző technológia� Tartalmazza a várható erőműépítéseket� 85 nem zetközi összeköttető vezetéket vesz

figyelembe� Évenként 90 referencia óra model lezése. A

referencia órák megfelelő súlyozásávalstandard termékek (zsinór és csúcs) évesárainak meghatározása

� Benchmarkként szolgáló versenyzői árakatnyújt a model lezett régióra

� Elősegíti az árak és a fundamentumok kö-zötti összefüggések jobb megértését. Vizs-gálható például , hogy az áramárak hogyanreagálnak, a tüzelőanyag-árak, a határke-resztező kapacitások nagyságának stb. vál -tozására

� Árelőrejelzés 2030-ig: adatbázis a tervezettbezárásokról és üzembe helyezésekről

� Közpol itikai intézkedések hatáselemzése� Kereskedelem-korlátozási intézkedések e-

lemzésére� H atárkeresztező kapacitásbővítések hatá-

sának vizsgálata

� Zsinór- és csúcsidei árak a model lezett or-szágokban

� Tüzelőanyag-mix� Adott erőművi blokk termelése� I mport-pozíciók� H atárkersztező-kapacitások árai

� Project of Common I nterest (PECI ) projek-tek kiválasztása

� Az EN TSO-E 1 0 éves hálózatfej lesztési ter-vének értékelése

� N émet atomerőművi bezárás hatásainakvizsgálata

� Balkáni és magyarországi árak közti össze-függés vizsgálata

� Kelet-délkelet-európai országokra vonatko-zó árelőrejelzések készítése

� N emzeti Energiastratégia 2030� Kapcsolt erőművek piaci alapú megtérülé-

sének vizsgálata� Erőművi beruházások megtérülése� Erőművi gázkereslet előrejelzése� Erőművi szén-dioxid kibocsátás előrejelzése

Kapcsolat: M ezősi András

[email protected]

Er�m�vi

határköltség

Er�m�vek elérhet�

kapacitása

Országos

kínálati görbék

Országos

keresleti görbék

Határkeresztez�

kapacitások

}Az egyes országok

egyensúlyi árai

Kereskedelmi áramlások

az országok között

Az egyes blokkok

termelése

Input

Output

MO

DE

LL

} Base load prices and total

yearly trading in 2017

45

53

45

50

45

52

4547

44

44

40

46

41

48

55

52

48

46

58

60

49

51

48

4647

59

51

42

49

44

45

45

41

49

4444

Az EEMM a REKK2006 óta fejlesztett, 36 ország árampiacát szimuláló modellje.

27REKK Jelentés az Energiapiacokról 2015/3

� Tökéletes versenypiaci körülmények� Egy év (1 2 hónap) model lezése� LTC és spot kereskedelem a model lezett

országok között és csővezetéki és LN Gszál l ítókkal

� A fizikai korlátok az interkonnektorok kapa-citásai

� Kereskedelmi korlátok: TOP kötelezettség� A belföldi kitermelést és a tárolókat a mo-

del l tartalmazza� A model l számításba veszi a szál l ítási és tá-

rolói díjakat

� Benchmarkként szolgáló versenyzői árakatnyújt a model lezett régióra

� Elősegíti az árak és a fundamentumok kö-zötti összefüggések jobb megértését. Pl .LTC árak változása, tárolói piac

� Árelőrejelzés� Közpol itikai intézkedések hatáselemzése� Kereskedelem-korlátozási intézkedések e-

lemzésére� H atárkeresztező kapacitásbővítések hatá-

sának vizsgálatára� El látásbiztonsági szcenáriók vizsgálata

� Földgázáramok és szűkületek a határke-resztező vezetékeken

� Egyensúlyi piaci árak az egyes országokban� Forrásösszetétel� Tárolt mennyiségek, LTC és spot kereske-

delmi mennyiségek� J óléti mutatók

� Project of Common I nterest (PECI ) projek-tek kiválasztása

� U krán gázválság hatásvizsgálata� I nfrastruktúra beruházások jóléti értékelése

(TAP)� Regionál is el l átásbiztonsági el em zések N -1

piaci model lezéses vizsgálata� N emzeti Energiastratégia 2030� Regionál is tárolói piac keresleti előrejelzése

Kapcsolat: Takácsné Tóth Borbála

[email protected]

Az EGMM a REKK2010 óta fejlesztett, 35 ország gázpiacát szimuláló modellje.

INP

UT

Kereslet

országonként

e

OU

TP

UT

MODELL

Belföldi

termelés

TOP szerz�dések

(cs�vezetékes és

LNG szerz�dések)

Infrastruktúra:interkonnektorok,

tárolók,LNG szállítási útvonalak

Küls� piacok és

importforrások árai

exogének: külön TOP, spot

Nagykereskedelmi

gázár országonként

Fogyasztás

országonként

Gázáramok az

interkonnektorokon

Tárolói

készletváltozás

Import hosszú távú szerz�déseken és spot

kereskedelmen keresztül (cs�vezetékes és LNG)

REKK Jelentés az Energiapiacokról · REKK Jelentés az Energiapiacokról ... 34

Documents

Transcript of REKK Jelentés az Energiapiacokról · REKK Jelentés az Energiapiacokról ... 34